Memoria Anual 2015 - enel.cl · Sin embargo, esta forma de organizarnos dio pie a una serie de...

MEMORIAANUAL2015

Bolsa de Comercio de Santiago

ENDESA

Bolsa de Nueva York

EOC

Bolsa de Madrid

XEOC*

Endesa Chile se constituyó en 1943 bajo la razón social de Empresa Nacional de Electricidad S.A. En 1994 se

modificaron los estatutos de la sociedad, incorporándose el nombre de fantasía “Endesa” y en 2005, se agregó

el nombre de fantasía “Endesa Chile”. La compañía está inscrita en el Registro de Comercio de Santiago, a fs. 61

N°62 y fs. 65 vta. N°63, respectivamente, con fecha 19 de enero de 1944. Tiene su domicilio social y oficinas

principales en calle Santa Rosa 76, Santiago de Chile. Su capital social, al 31 de diciembre de 2015, era de

$1.331.714.085 miles, representado por 8.201.754.580 acciones. Sus acciones cotizan en las bolsas de comercio

chilenas, en la Bolsa de Comercio de Nueva York (NYSE), en la forma de American Depositary Receipts (ADR), y

en la Bolsa de Madrid (Latibex)*. El objeto de la sociedad es explotar la producción, transporte y distribución de

energía eléctrica. La empresa también tiene por objeto prestar servicios de consultoría, realizar inversiones en

activos financieros, desarrollar proyectos y efectuar actividades en el campo energético y en otros en el que la

energía eléctrica sea esencial, y -asimismo- participar en concesiones de infraestructura de obras públicas en las

áreas civiles o hidráulicas. Endesa Chile es una compañía líder del sector eléctrico chileno y una de las principales

sociedades eléctricas en los mercados en los que opera. Sus activos totales ascendieron a $7.278.770 millones,

al 31 de diciembre de 2015.

Obtuvo ingresos por $2.846.926 millones, un resultado de explotación de $973.400 millones y una utilidad, des-

pués de impuestos, de $392.868 millones. Al término de 2015, la dotación de personal total de la empresa era de

2.328 trabajadores, de los cuales 997 se desempeñaban en Chile, 561 en Argentina, 510 en Colombia y 260 en

Perú.

(*) A partir del 4 de diciembre de 2015,Endesa Chile se deslistó del Latibex, por lo que sus acciones no serán transadas en lo suce-sivo en dicha bolsa de valores. Esta solicitud fue planteada por la misma compañía y fue aprobada por el Consejo de Administración de Bolsas y Mercados Españoles, Sistemas de Negociación S.A.

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Memoria Anual 2015

2 Memoria Anual Endesa Chile 2015


nente reto empresarial de hacerlo de forma eficiente y

rentable, asegurando el crecimiento de la compañía para

ser una fuente de valor relevante para nuestros accionis-

tas, nuestros trabajadores y las sociedades en las que nos

desarrollamos.

En todos sus años de historia, Endesa Chile ha sido capaz

de construir un indudable sitial de liderazgo en Chile, y a

nivel latinoamericano a través de nuestra destacada pre-

sencia en Argentina, Brasil, Colombia y Perú, lo que nos

convierte en uno de los mayores generadores de la región.

Este sitial se reflejó en una estructura que fue el resultado

de una larga historia de procesos de privatizaciones, fusio-

nes y adquisiciones que nos permitieron crecer y consoli-

darnos. Sin embargo, esta forma de organizarnos dio pie a

una serie de complejidades y dificultades, como conflictos

de intereses entre vehículos, procesos de decisión inefi-

cientes y falta de un foco industrial, los cuales hacían nece-

sario adoptar nuevos enfoques para aprovechar todo el po-

tencial de la empresa y mejorar su capacidad de reacción

ante los cambios producidos en los mercados.

A ello se unía la necesidad de saber adaptar nuestra or-

ganización a las profundas transformaciones ocurridas

en Chile, en su sociedad y en los territorios en los cuales

operamos. Así, vimos que debíamos desplegar una nue-

va y clara visión de futuro para nuestro negocio. Que de-

bíamos aprender de las cosas que pudimos haber hecho

de otra forma y mejorar nuestras prácticas y procedi-

mientos; así como capturar el máximo de sinergias con

la experiencia y capacidades que han convertido al Grupo

Enel, en una de las mayores corporaciones energéticas

del mundo.

Estimados accionistas, la tarea que tenemos por delante

es construir una empresa más abierta, una compañía que

dialogue permanentemente con sus entornos, y sepa reco-

ger y sintonizar de mejor forma con sus necesidades y ex-

pectativas. Una empresa que sigue siendo motor de creci-

miento y bienestar, y que para ello cuenta con un norte de

desarrollo claro para las décadas siguientes.

Carta del Presidente Estimados accionistas, estas breves líneas tienen por fina-

lidad introducir la Memoria Anual y los Estados Financieros

de Endesa Chile, correspondientes al ejercicio 2015. La in-

formación en detalle sobre los hitos y principales tenden-

cias que caracterizaron el actuar de la empresa durante el

año pasado podrán encontrarla en los capítulos y páginas

siguientes.

El 2015, fue un periodo relevante en los 72 años de Endesa

Chile como empresa. Fue un ejercicio en el que se avanzó

en la consolidación de los logros obtenidos por generacio-

nes de trabajadores y profesionales que han laborado en la

compañía, pero sobre todo fue una etapa en la que se

asentaron nuevas bases para seguir proyectando el futuro

de Endesa Chile y, de esa manera, seguir cumpliendo con

la que ha sido nuestra vocación permanente: ser impulso-

res de desarrollo y fuente de bienestar para Chile y cada

uno de los mercados en los que estamos presentes.

Este recorrido ha sido posible porque Endesa Chile siem-

pre ha contado con activos invaluables: la calidad, el es-

fuerzo y el compromiso de su capital humano, el cual ha

sido clave para superar los desafíos propios de cada una de

las etapas de su desarrollo, incluidos los retos de 2015. Y

sé que ellos también serán decisivos para seguir avanzan-

do con éxito de cara al futuro. A nombre del Directorio que

tengo el honor de presidir, quisiera aprovechar estas líneas

para hacer llegar nuestros sinceros agradecimientos a cada

una de las personas que trabajan en la compañía, por las

tareas desempeñadas durante el ejercicio.

Impulsar el desarrollo, generando la energía que alimenta

los motores de la economía y que hace posible el acceso

a una mejor calidad de vida para las personas, ha implica-

do desde siempre saber adaptarnos a los incesables cam-

bios que experimentan los mercados y la sociedad. Hablar

de energía es hablar de movimiento, y saber aportarla de

manera segura, amigable con el medio ambiente, oportu-

na y en cantidades suficientes, requiere saber anticiparse

a lo que las personas, las empresas y las sociedades an-

helan y nos piden. Todo ello, sin olvidar nuestro perma-

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Resultados 2015

Estimados accionistas, 2015 fue un año en que la compa-

ñía siguió avanzando en sus distintos quehaceres y propó-

sitos. Quisiera detenerme en los párrafos que siguen para

hacer un breve resumen de los resultados alcanzados por

nuestra operación durante el ejercicio. El detalle de los

mismos podrá ser revisado en los capítulos respectivos

que componen esta Memoria Anual y Estados Financieros.

Al respecto, puedo señalar que durante 2015, la capacidad

instalada de Endesa Chile experimentó un aumento consi-

derable en relación con el ejercicio 2014, alcanzado en

total de 15.148 MW al cierre del ejercicio, lo que significó

un incremento de 2,9% sobre los 14.715 MW del periodo

anterior.

Reestructuración societaria

Dado el contexto antes descrito fue que nuestro controlador,

Enersis, propusiera a los accionistas una reestructuración so-

cietaria que simplificara la compleja estructura corporativa,

con el fin de hacer más eficiente y ágil la toma de decisiones

y la implementación de nuestros proyectos y quehaceres. En

consecuencia, la propuesta de reorganización, aprobada en la

Junta Extraordinaria de Accionistas realizada el 18 de diciem-

bre de 2015, tuvo como ejes la separación de los activos de la

compañía en Chile de los que tenemos en Perú, Colombia,

Argentina y Brasil, traspasando estos últimos a una nueva fir-

ma llamada Endesa Américas. Posteriormente, ésta se fusio-

nará con los activos y participaciones internacionales de Ener-

sis y Chilectra, en Enersis Américas. De esta manera, estamos

avanzando en la creación de un operador exclusivamente de-

dicado a Chile, el cual será el mayor actor eléctrico del país, y

de un vehículo de inversión, localizado en Chile, con una es-

tructura simple y ágil en otros países de Latinoamérica.

Los beneficios que obtendremos de este proceso son múl-

tiples, entre ellos, contar con un proceso de toma de deci-

siones más ágil y eficiente, alinear intereses y consolidar

utilidades; enfocar el negocio a los requerimientos de Chi-

le; aumentar la eficiencia operacional, mediante una real

reducción de costos, y mejorar la rentabilidad de nuestros

accionistas, a través de una nueva política de dividendos.

Estamos seguros de que esta nueva forma de organizarnos

para abordar nuestros quehaceres será beneficiosa no sólo

para la empresa, sino que también para el país, ya que nos

permite tener un foco de desarrollo estratégico claro

para seguir cumpliendo con nuestra vocación

histórica: brindar la energía necesaria para ali-

mentar los motores del crecimiento y desa-

rrollo de Chile. La tarea, claro está, no es

sencilla, y la clave será crecer de forma

rentable, sustentable y con un ade-

cuado mix de producción que sea

capaz de reaccionar rápidamente

a los cambios en el mercado.

Enrico Viale

Presidente

Carta del Presidente 5


factores, a los mejores resultados operacionales obtenidos

en Chile y Argentina, y a los mayores ingresos financieros

y diferencias de tipo de cambio positivo por la dolarización

de cuentas por cobrar en Argentina, relacionadas con inver-

siones de años anteriores.

Hitos 2015Durante 2015, la compañía llevó adelante una serie de ini-

ciativas y fueron múltiples los hitos que marcaron la ges-

tión durante el pasado ejercicio. Quisiera destacar algunos

de los más importantes y que, una vez más hay que decir-

lo, son fruto del esfuerzo de todos los trabajadores, profe-

sionales y técnicos.

En abril del año pasado, el complejo termoeléctrico Bocami-

na recibió por parte de las autoridades una nueva Resolución

de Calificación Ambiental (RCA), que permitió, además de

volver a operar la segunda unidad de la central -paralizada

desde diciembre 2013-, iniciar un importante plan de mejo-

ras e incorporar tecnología adicional a su operación, para

dotarla de los más altos estándares ambientales.

Entre las diversas acciones que se implementaron, se intro-

dujeron en ambas unidades de Bocamina filtros de tecnología

avanzada, de alta eficiencia, para el sistema de enfriamiento

con agua de mar, con la finalidad de minimizar el impacto en

el medio marino. Luego de un arduo trabajo, conseguimos

adelantar en dos meses la puesta en servicio de los filtros

respecto de la fecha establecida por la autoridad.

Además, iniciamos las importantes obras de cobertura de

las canchas de acopio de carbón, lo que permitirá mejorar

el sistema de operación del combustible. Así, con la nueva

RCA, Bocamina II volvió al normal funcionamiento, quedan-

do disponible para el despacho en el Sistema Interconecta-

do Central (SIC), el 2 de julio de 2015.

Este proceso estuvo acompañado también de la consolida-

ción de una nueva forma de relacionarnos con las comuni-

dades, personas y autoridades de Coronel, la que busca

En la misma línea, en 2015 la generación neta de energía de

la compañía aumentó 4% respecto de 2014, alcanzando los

51.622 GWh. Este incremento se atribuye a una mayor gene-

ración térmica, principalmente en los ciclos combinados en

Argentina y a la mayor producción de plantas a carbón en

Colombia y Chile. Adicionalmente, la generación hidroeléc-

trica creció 2%, principalmente en Argentina y Chile.

Por su parte, las ventas físicas de energía aumentaron 8%

al cierre de 2015, consiguiendo los 61.046 GWh, lo que sig-

nificó un incremento de 4.354 GWh en relación con 2014.

Esto, debido en gran medida a mayores ventas a los clien-

tes regulados, fundamentalmente en Chile y Colombia, y a

mayores ventas al mercado spot principalmente en los

mercados de Argentina y Chile.

Los factores antes mencionados, en concordancia con una

efectiva gestión comercial y de la operación de los centros

de explotación de Endesa Chile, permitió que los ingresos

totales se incrementaran 16%, alcanzando los $2.846.926

millones. Esta cifra se explica, fundamentalmente, como

consecuencia de mayores precios medios de venta de

energía en Chile, mayores ventas físicas en Chile, Argenti-

na y Colombia, y de mayores ingresos por $69.941 millo-

nes aportados por GasAtacama, sociedad cuyos resultados

se consolidan totalmente desde mayo de 2014.

El escenario antes descrito se tradujo en un crecimiento de

9% en el EBITDA consolidado de Endesa Chile a diciembre

de 2015, totalizando $1.191.661 millones. Uno de los facto-

res con mayor incidencia fue el aumento en las ventas de

energía, que correspondieron a 18%, las que se vieron

compensadas por un aumento de los costos de aprovisio-

namientos y servicios de $243.180 millones, 22% más res-

pecto de 2014. En consecuencia, el resultado de explota-

ción (EBIT) fue de $963.400 millones, 10% más que los

$875.321 millones registrados en 2014.

El buen desempeño operacional de Endesa Chile, que des-

tacó la gestión de la compañía durante 2015, trajo como

resultado un beneficio neto atribuible a los accionistas de

$392.868 millones, lo que significó un aumento de 17%

respecto de 2014. Este crecimiento se debió, entre otros

En Argentina, por otra parte, completamos la puesta en

servicio con gasoil de los cuatro moto-generadores instala-

dos por Hidroeléctrica El Chocón, en el predio de central

Costanera, proceso que estuvo dentro de los montos pre-

supuestados originalmente y sin registrar accidentes.

Por último, me gustaría destacar nuestra innovadora

apuesta por la comercialización de Gas Natural que he-

mos emprendido en Chile. Esta iniciativa la hemos mate-

rializado a través de la inauguración de la primera Planta

Satelital de Regasificación (PSR) ubicada en la Región del

Maule, para suministro de gas a centros urbanos. Dicha

planta permite que el Gas Natural y sus múltiples benefi-

cios sean hoy una realidad en los hogares y empresas de

la zona. Esta apuesta pudo concretarse gracias a una

alianza con GasValpo, a través de Energas, y Productos

Fernández.

Somos líderes en el mercado energético de Chile, contribui-

mos a la introducción del GNL en el país y ahora, a través de

estas iniciativas, somos pioneros en la expansión de la co-

bertura del gas natural a lo largo del país. En diciembre de

2015, también pusimos en operación otra PSR en la ciudad

de Los Andes, y marzo de 2016, junto al Ministro de Energía,

Máximo Pacheco, inauguramos la PSR para las ciudades de

La Serena y Coquimbo en la Región de Coquimbo.

De esta manera, estamos contribuyendo con una alternati-

va energética altamente eficiente y amigable con el medio

ambiente, y todo ello a precios competitivos.

Nuevos proyectosLa compañía ha tenido siempre como norte acompañar el

desarrollo de los mercados en los que estamos presentes,

brindando la energía necesaria para alimentar los motores

del crecimiento económico y del bienestar de las personas.

Y para hacer realidad este compromiso, la empresa lleva

adelante una serie de proyectos flexibles y opcionales en

función de las necesidades energéticas y del contexto de

los mercados en los que estamos presentes.

establecer mecanismos de diálogo permanente y asentar

relaciones de confianza duraderas, con el fin de concordar

visiones de desarrollo comunes y de largo plazo con todos

los stakeholders de la zona.

La voluntad de la empresa de constituirse en un motor para

el desarrollo de Coronel, ha tomado forma a través de una

serie de acuerdos con las comunidades y sus autoridades.

Una iniciativa que refleja el compromiso en un ámbito tan

importante como es la educación fue el trabajo conjunto

realizado con la Municipalidad de Coronel y la Fundación

Integra, mediante el cual se puso en marcha el jardín infan-

til y sala cuna Rayún. Se trata de un moderno recinto que

atiende a más de 100 menores de la zona, para el cual la

empresa realizó un aporte de $250 millones para el diseño

y construcción del establecimiento, emplazado en el sector

La Peña.

También me gustaría destacar los avances que ha registra-

do nuestro proyecto hidroeléctrico Los Cóndores, situado

en la zona cordillerana de la Región del Maule. La central,

que avanza en su construcción según lo planificado, tendrá

una capacidad instalada que bordeará los 150 MW. Cabe

relevar la puesta en operación, en enero de 2016, de la

Tunnel Boring Machine (TBM) de doble escudo, la cual ini-

ció la construcción del túnel de aducción de la planta.

De la misma forma, las iniciativas emprendidas por Endesa

Chile fuera del país también registraron importantes avan-

ces. Así, en Colombia finalizó la construcción de nuestra

central El Quimbo, planta hidroeléctrica de 400 MW que

entregará al sistema colombiano una energía promedio

anual de 2.216 GWh, lo que equivale al 4% del consumo

total del país. Cabe destacar que unas 6.500 personas tra-

bajaron en la construcción de esta iniciativa.

Adicionalmente, culminamos nuestro proyecto Salaco,

también en Colombia, mediante el cual se rehabilitaron

seis unidades generadoras, pertenecientes a las centrales

Salto II, Laguneta y Colegio, actualmente conocida como

Dario Valencia Samper. Con ello sumamos 144,8 MW al sis-

tema interconectado de ese país, y ello a través de la tec-

nología de generación a filo de agua.


pacios colaborativos que permitan generar visiones de de-

sarrollo comunes, así como la de entender y respetar nues-

tros entornos naturales y culturales.

Estimados accionistas, nuestra empresa enfrenta hoy una

nueva etapa en su desarrollo. Nuestros desafíos estarán

definidos por entornos sociales más complejos, saber

adaptarnos y seguir desplegando en este contexto la que

ha sido nuestra convicción histórica, brindar la energía ne-

cesaria para el desarrollo de las naciones en las que esta-

mos presentes, es el reto de esta nueva fase. La tarea no

es sencilla, pero tengo el convencimiento de que los cam-

bios que hemos emprendido y la construcción de las nue-

vas prácticas que estamos desplegando, nos encaminan

con paso firme a buen puerto, que es el de una Endesa

Chile cercana, transparente y dialogante, ágil en sus proce-

sos de toma decisiones, y que es un actor insustituible en

la senda del bienestar y del desarrollo de los países en los

que operamos.

Enrico Viale

Presidente

En Endesa Chile estamos instalando nuevas capacidades y

herramientas que nos permitan adaptarnos a la evolución

que han mostrado los mercados y las sociedades en las

que operamos. Este nuevo enfoque lo hemos construido a

partir de lo que ha sido nuestra historia y que asume tam-

bién los aprendizajes recibidos a partir de las cosas que

pudimos haber hecho mejor en el pasado. En concreto, hoy

nuestro foco está en asegurar la viabilidad social y econó-

mica de nuestras iniciativas, para lo cual desarrollaremos

proyectos que:

> Cuenten con procesos aprobatorios más expeditos.

> Que permitan una ejecución más rápida.

> Que cuenten con contratos de largo plazo asegurados y

precios que garanticen rentabilidad, y permitan un rápi-

do retorno de la inversión.

> Que cuenten con la aprobación de las comunidades y de

la sociedad.

Hemos sido claros, la sostenibilidad de nuestros proyectos

es una variable clave de nuestro negocio y es por ello que

no desarrollaremos proyectos que no sean queridos por el

país y sus comunidades. Y ello requiere de nuevas habilida-

des de la empresa: la de generar vínculos duraderos con

los entornos y los stakeholders, la de crear fructíferos es-



ENERO

Central a Gas Natural San Isidro obtiene certificación en Sistema de Gestión de Energía: La central a gas natural que opera Endesa Chile en la Región de Valparaíso obtuvo la certificación por la implementación del Sistema de Gestión de Energía (SGE), sobre la base de la norma internacional ISO 50001, Energy Management Systems, y que tiene como propósito mejorar el desempeño, aumentar la eficiencia y reducir impactos ambientales, además de ampliar sus ventajas competitivas, sin alterar la productividad. En diciembre de 2013, San Isidro se convirtió en la primera central de generación del país en obtener el Sello de Eficien-cia Energética, reconoci-miento que otorga el Ministerio de Energía.

Se firma protocolo de acuerdo que cierra proceso de Consulta Indígena por línea de transmisión Neltume-Pullinque: Con la firma del Protocolo de Acuerdo Final entre la Comunidad Juan Quintuman y el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de la Región de Los Ríos, y la ratificación por parte de Endesa Chile de los puntos que contempla el documento, finalizó el proceso de Consulta Indígena que partió en mayo de 2013. Los acuerdos y compensacio-nes contemplan proyectos de infraestructura, mejoramiento de viviendas y otras iniciativas de beneficio a menores de edad y adultos mayores de la comunidad.

Endesa Chile concreta venta de túnel El Melón: Endesa Chile, en conjunto con su filial Compañía Eléctrica Tarapacá, aceptó la oferta vinculante presentada por un fondo privado administrado por Independencia SA, por el 100% de la filial Túnel El Melón, por $25.000 millones. La enajenación de Túnel El Melón se enmarca dentro del proceso de venta de activos no estratégicos del Grupo.

FEBRERO

Endesa Chile entregó equipo a la DGA que mide en tiempo real extracciones desde el embalse de la laguna del Maule:En el marco del acuerdo que alcanzaron la compañía y la Junta de Vigilancia del Río Maule en marzo de 2014, con el propósito de optimizar los recursos hídricos de la cuenca del Maule, especialmente en escenarios de escasez, Endesa Chile entregó un transmisor satelital para la estación fluviométrica de la Dirección General de Aguas (DGA). El equipo, situado aguas abajo del embalse Laguna del Maule, permite disponer de datos en tiempo real de la cantidad de agua que es extraída.

Endesa Chile anuncia nueva estructura organizacional: El Directorio de la compañía aprobó la nueva estructura organizacional y la designación de nuevos ejecutivos, en línea con los desafíos y metas que se ha trazado el Grupo. Así, Ramiro Alfonsín, subgerente general de la compañía, pasó a desempeñarse también como gerente de Finanzas y Administración, asumiendo ambas responsabilidades. Dentro de los nombramientos, Claudio Helfmann asumió la gerencia de Desarrollo de Negocios; Bernardo Canales la gerencia de Ingeniería y Construcción, y Humberto Espejo la gerencia de Trading y Comercialización. La estructura organizacional de Endesa Chile está compuesta por las gerencias general, subgerencia general y de finanzas y administración, fiscalía, gerencia de planificación y control, gerencia de trading y comercialización, gerencia de desarrollo de negocio, gerencia de ingeniería y construcción, y gerencia de comunicación.

MARZO

Comisión de Evaluación Ambiental de la Región del Biobío aprobó proyecto de optimización de Bocamina II: La entidad aprobó el proyecto de optimización de la central Bocamina II, cumpliendo una importan-te etapa dentro del proceso de evaluación de la planta y que dará paso a la implementación de importantes mejoras como la cobertura de las canchas de carbón y la instalación de filtros para el sistema de enfriamiento con agua de mar.

Ejecutivos del Grupo se reúnen con alcalde de Alto Biobío y dirigentes pehuenchesEl country manager Chile y subgerente general de Enersis, Daniel Fernán-dez, junto al gerente general de Endesa Chile, Valter Moro, desarrollaron una exhaustiva agenda de trabajo en el Alto Biobío, para conocer personal-mente la opinión de dirigentes, lonkos y autoridades locales sobre la compañía. Parte de los objetivos de la visita fue entender el entorno de las instalaciones, conocer a las personas y compren-der cómo ven a Endesa Chile, saber qué sienten respecto de los proyectos, qué necesidades tienen, para ver qué tipo de proyecto colaborativo se puede realizar en conjunto.

Hitos 2015

ABRIL

Enrico Viale es elegido presidente de Endesa Chile: Durante la celebración de la Junta Ordinaria de Accionistas el 27 de abril, se procedió a la renova-ción de los directores de la compañía. Fueron elegidos Enrico Viale, Ignacio Mateo, Francesco Buresti, Vittorio Vagliasindi, Francesca Gostinelli, Felipe Lamarca, Isabel Marshall, Enrique Cibié y Jorge Atton. En sesión de Directorio de Endesa Chile, se eligió como presidente de la compañía a Enrico Viale, mientras que Ignacio Mateo asumió como vicepresidente.

Parten pruebas de Bocamina I con mejoras ambientales: Endesa Chile inició el proceso de las pruebas en Bocamina I con la finalidad de reanudar la operación de esta unidad, detenida en septiembre de 2014 para la implementación de mejoras ambientales y técnicas, en el marco de un programa de manteni-miento mayor. Con esto, la compañía dio un paso más en el proceso de normalización de las operaciones del complejo ubicado en Coronel, realizando todas las pruebas necesarias que permitan asegurar el buen funcionamiento de las mejoras introducidas.

Endesa Chile inicia estudios para analizar una posible reorganización societaria:El 28 de abril de 2015, el Directorio de Enersis comunicó a Endesa Chile que resolvió iniciar los trabajos de análisis de una reorganización societaria tendiente a la separación de las actividades de generación y distribución realizadas en Chile de aquellas que desarrolla en el resto de Latinoamérica. Al respecto, el Directorio de Endesa Chile, en su sesión del 28 de abril de 2015, acordó iniciar los estudios para analizar una posible reorganización societaria consistente en la división de Endesa Chile.

Endesa Chile recibe Resolución de Calificación Ambiental por Bocamina II: La Comisión de Evaluación Ambiental (CEA) de la Región del Biobío notificó a Endesa Chile sobre la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del proyecto de optimización de Bocamina II, ratificando la votación favorable que obtuvo la iniciativa el 16 de marzo de 2015. Con esto, la compañía inició el trabajo para dotar de nuevos estándares al com-plejo Bocamina, e instalarla como una de las mejores centrales de su tipo en Chile, con todas las mejoras técnicas y ambientales exigidas.

MAYO

Central Cipreses de Endesa Chile cumple 60 años generando energía hidroeléctrica desde la Región del Maule: Cipreses fue la primera central hidroeléctrica construida en la cuenca del Río Maule, en mayo de 1955. Cuenta con una potencia instalada de 106 MW y un factor de planta superior al 75% en años de pluviometría normal.

Endesa Chile inicia proceso de puesta en servicio de Bocamina II: Tras la obtención de la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) de Bocamina II, Endesa Chile dio un paso más en el reinicio de las operaciones del complejo termoeléctri-co en Coronel. El 20 de mayo, la Superintendencia del Medio Ambiente (SMA) se pronunció favorablemente sobre la solicitud de Endesa Chile de calificar una solución técnica transitoria en la succión de las aguas de refrigeración.

JUNIO

Endesa Chile actualiza política de donaciones: El 22 de junio, el Directorio de la compañía decidió en forma unánime actualizar la política de donaciones de Endesa Chile con efecto inmediato para prohibir todo aporte con fines electorales y/o políticos. Se aprobó también el plan de acción presentado por la gerencia general, que prohíbe la contratación de servicios de lobby externo para gestiones ante regulado-res y/o autoridades políticas o administrativas, estableciendo además que todos los contratos de cualquier naturaleza con Personas Expuestas Políticamente (PEP), o relacionados a éstos, deberán ser previamente autorizados por el Directorio.

Endesa Chile informa del análisis interno sobre contrataciones y pago de honorarios y servicios a Personas Expuestas Políticamente: El Directorio de Endesa Chile recibió un avance del análisis interno sobre contrataciones y pago de honorarios y servicios a Personas Expuestas Políticamente (PEP) y relacionadas a éstas entre 2012 y el primer trimestre de 2015. En la sesión se conoció el avance del informe independiente encargado al estudio de abogados Cariola Diez Pérez-Cotapos respecto de la auditoría. El reporte determinó que en el ámbito societario de los antecedentes revisados a esa fecha, no se desprenden infracciones a la legislación vigente.

Clasificación de Riesgo: Fitch Ratings ratificó en “BBB+” el rating internacional para Endesa Chile, con perspectivas estables.

Hitos 2015 11


JULIO

Complejo Bocamina reinicia operación comercial: Endesa Chile informó que su central termoeléctrica Bocamina I, de 128 MW de capacidad instalada, reinició su operación comercial, quedando disponible para despacho en la medida que sea requerida. La unidad inició en abril de 2015 el proceso de pruebas con la finalidad de reanudar sus operaciones. En tanto, la segundad unidad de Bocamina, de 350 MW de capacidad, quedó disponible para el Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC), tras el proceso de puesta en servicio y pruebas operacionales iniciadas en mayo.

Directorio de Endesa Chile define cartera de proyectos: El Directorio de la generadora revisó y definió la cartera de proyectos, que recoge la nueva visión de la compañía, con foco en la sostenibilidad y creación de valor para las comunidades y sus accionistas. Tal como se anunció en la Junta de Accionistas de abril, el Directorio inició una revisión de la cartera de proyectos, privilegiando una serie de iniciativas de más rápido desarrollo, en colaboración con las comunidades y que se implementen garantizando los más altos estándares ambientales y tecnológi-cos. En los cuatro países donde está presente la compañía, Argentina, Colombia, Perú y Chile, la cartera cuenta con 6.300 MW de posibles proyectos, los que dependerán de la demanda energética y del contexto de mercado de cada país.

AGOSTO

Endesa Chile invertirá US$110 millones en mejoras ambientales para central Tarapacá: Una serie de mejoras ambientales implementa-rá Endesa Chile en su central termoeléctrica Tarapacá, en la Región de Tarapacá, lo que permitirá reducir las emisiones de Dióxido de Azufre (SO2) y Óxidos de Nitrógeno (NOx) de acuerdo al Decreto Supremo 13, que regirá desde junio de 2016. En julio de 2015, se aprobó el proyecto de modificación de la central, iniciativa que contempla instalar un sistema para el abatimiento de las emisiones de Dióxido de Azufre (SO2) y la reducción de Óxidos de Nitrógeno (NOx).

Equipos de generación de central Los Cóndores pasan primer examen en Alemania: Uno de los hitos más relevantes del proyecto hidroeléctrico Los Cóndores se cumplió en Alemania, donde se realizaron con éxito los ensayos en modelo reducido de la turbina de las dos unidades generadoras de la central que se construye en la Región del Maule, y que tendrá una potencia instalada de aproximada-mente 150 MW. Para supervisar este proceso, especialistas de la compañía viajaron hasta el laboratorio hidráulico de la empresa Voith Hydro, en la ciudad de Heidenheim, quienes validaron las pruebas y los resultados obtenidos, liberando de este modo el diseño hidráulico, y dando inicio a los diseños de detalle de los equipos de generación principal.

SEPTIEMBRE

Tuneladora que construirá proyecto Los Cóndores finaliza proceso de evaluación en Estados Unidos: En la ciudad de Ohio, Estados Unidos, en la fábrica de Robbins Company, se realizaron las pruebas de la máquina TBM -Tunnel Boring Machine-, equipo encargado de excavar los cerca de 12 km de túnel de aducción de la central Los Cóndores, que permitirá llevar las aguas desde el embalse laguna de El Maule hasta la caverna de máquina de la planta. El proceso fue supervisado por especialistas de Endesa Chile, quienes verificaron que su desarrollo obedece a los requerimientos definidos por la compañía.

13

Tras terremoto que afectó a Chile las instalaciones de la compañía operan con normalidadLuego del terremoto de 8,4 grados Richter que se registró el 16 de septiembre, con epicentro en Canela, en la Región de Coquimbo, Endesa Chile constató que luego de la emergencia no hubo daños en las personas ni en las instalaciones de la compañía. Varias de las centrales termoeléctricas estaban fuera de servicio por despacho económico al momento del sismo, sin embargo, en cada una de ellas se aplicó el plan de emergencia en caso de Tsunami, lo que consideró la evacuación del personal de turno en cada instalación.

OCTUBRE

Endesa Chile, Energas y PF inauguran la llegada del Gas Natural a la Región del Maule:Con la presencia del Ministro de Energía, Máximo Pacheco, se inauguró en Talca la primera Planta Satelital de Regasificación (PSR) de GNL distrital de Chile, la que permite que el Gas Natural y sus múltiples beneficios sean una realidad en la zona, tanto para uso comercial como de distribución domicilia-ria. La planta, propiedad de Endesa Chile, se concreta gracias a una alianza formada entre la generadora, GasValpo -a través de Energas- y Productos Fernández, incorporando así una alternativa energética altamente eficiente, amigable con el medio ambiente y con precios competitivos.

Parte conexión de nuevos filtros Johnson en Bocamina II: Endesa Chile inició la conexión de nuevos filtros, de avanzada tecnología, al sifón de captación de agua de la unidad generadora que opera en Coronel. Los filtros, denominados “Johnson” permitirán minimizar el impacto en el medio marino.

Endesa Chile entregó aporte a primera fase del proyecto de agua potable rural de la comunidad de Callaqui:Los recursos fueron transferidos a través de una alianza público privada a la Fundación Amulen, organización sin fines de lucro que encabeza la construcción de la red de abastecimiento de agua potable para 397 familias de Callaqui. Una donación que se enmarca dentro de la estrategia de Endesa Chile, para optimizar su relacionamiento y vínculo con el territorio Pehuen-che, el que se ha materializado a través del Plan Ralco.

NOVIEMBRE

Entra en operación central El Quimbo: Luego de cinco años de construcción, la nueva central hidroeléctrica El Quimbo inició el 16 de noviembre la generación oficial para entregar energía al sistema eléctrico colombiano. La energía anual promedio de El Quimbo es de 2.216 GWh, equivalente a 4% de la demanda de Colombia. El Quimbo, junto con Betania, constituirán una cadena de generación en el río Magdalena que aportará 8% de la demanda nacional. Unas 6.500 personas trabajaron en la construcción de El Quimbo.

Endesa Chile informa al Superintendente del Medio Ambiente que adelantó puesta en operación de filtros Johnson de Bocamina II: Endesa Chile confirmó al Superintendente del Medio Ambiente, Cristián Franz, que adelantó la puesta en marcha de los filtros para Bocamina II, dejándolos operativos desde el 27 de octubre, dos meses antes del compromiso fijado con la autoridad.

Municipalidad de Coronel, Fundación Integra y Endesa Chile inauguran jardín infantil Rayún: Con la presencia del Alcalde de Coronel, Leonidas Romero, se inau-guró el nuevo Jardín Infantil y Sala Cuna Rayún, un moderno recinto que cuenta con óptimas instalaciones para atender a niñas y niños de la zona. Endesa Chile realizó un aporte de $250 millones para el diseño y construc-ción del recinto, que se emplaza en el sector La Peña, y que presta atención a más 100 menores de cuatro niveles educativos, desde 84 días hasta los 4 años y 11 meses.

Endesa Chile se ubica en el cuarto lugar del ranking de empresas líderes en relación con inversionistas: La compañía se ubicó en el cuarto lugar del ranking de “Empresas líderes en relación con inversionis-tas”, realizado por segundo año consecutivo en Chile por GovernArt, firma de asesorías relacionales latinoamericana, y la Agenda de Líderes Sustentables ALAS20, en asociación con GfK Adimark.

Clasificación de riesgo: S&P ratificó la clasifica-ción internacional en moneda local e internacio-nal de Endesa Chile de BBB+ con outlook estable.


DICIEMBRE

Accionistas aprobaron reestructuración societaria de Endesa Chile: El 18 de diciembre, los accionistas de Endesa Chile tomaron conoci-miento de la propuesta de reestructuración del Grupo Enersis y aprobaron, en Junta Extraordinaria, la división de los activos de Endesa Chile en dos sociedades, surgiendo de esta división la nueva sociedad anónima abierta Endesa Américas S.A., a la que se le asignaron las participaciones societarias y otros activos y pasivos asociados a Endesa Chile fuera del país.

Endesa Chile desarrollará un nuevo diseño para su proyecto hidroeléctrico Neltume: Como parte de su nueva estrategia de sostenibili-dad y relaciones comunitarias, Endesa Chile desarrollará iniciativas de generación con un enfoque colaborati-vo con las comunidades. En ese marco, y escuchando y compren-diendo la cultura y tradicio-nes de las localidades del territorio donde se ubica el proyecto Neltume, la compañía ha decidido estudiar nuevas alternati-vas de diseño, en especial, respecto de la descarga sobre el lago Neltume, lo cual ha sido planteado por las comunidades en diversas instancias de diálogo. Para iniciar una nueva fase de estudio de una alternativa que contemple la descarga de aguas sobre el río Fuy, Endesa Chile retiró el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de la central, el que se encontraba en evaluación ambiental en el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de la Región de Los Ríos.

Acuerdo para uso eficiente de la Laguna del Laja: Endesa Chile junto a los ministros de Energía, Agricultura y Obras Públicas y a representan-tes de organizaciones, firmaron un convenio por la recuperación y uso eficiente del Lago Laja, la más importante fuente de energía hidroeléctrica del país y cuyas aguas también sirven a un relevante comunidad de productores agrícolas.

Comité de Ministros ratificó aprobación de proyecto Bocamina: En la sesión extraordinaria que realizó el Comité de Ministros el 14 de diciembre, la entidad rechazó dos de los tres recursos de reclamación presentados en contra de Bocamina II, y sólo acogió parcialmente uno de ellos. Con esta definición, el Comité ratificó que la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del proyecto de optimización de Bocamina, fue bien otorgada y, además, las medidas adoptadas por la compañía no sólo son adecuadas, sino que mejoran la performance ambiental de la unidad.

Clasificación de riesgo: Feller Rate ratificó la clasificación “AA” de Endesa Chile. Las perspectivas son estables. Asimismo, Moody’s emitió su informe anual de clasificación para Endesa Chile, confirman-do su rating en “Baa2”. Las perspectivas se mantuvieron en categoría “Estables”.

Se adelanta operación de filtros Johnson en unidad I de Bocamina:Antes de lo estipulado se concretó la instalación de los filtros Johnson en el sistema de enfriamiento de Bocamina I, con tres meses de antelación con respecto del requerimien-to de la autoridad. De esta manera, ambas unidades del complejo Bocamina quedaron operativas con tecnología avanzada y con altos estándares ambientales.

Se realiza con éxito deslistamiento de la Bolsa de Valores Latinoamericanos de Madrid (Latibex)A partir del 4 de diciembre de 2015, Endesa Chile se deslistó del Latibex, por lo que sus acciones no serán transadas en lo sucesivo en dicha bolsa de valores. Esta solicitud fue planteada por la compañía y fue aprobada por el Consejo de Administra-ción de Bolsas y Mercados Españoles, Sistemas de Negociación, S.A.

Principales Indicadores Financieros y de Operación


Al 31 de diciembre de cada año (cifras en millones de pesos nominales)

2011(1) 2012(1) 2013(1) 2014(4) 2015(5)

Activo total 6.562.013 6.453.231 6.762.125 7.237.672 7.278.770

Pasivo total 3.120.873 3.018.738 3.174.311 3.713.785 3.733.076

Ingresos de explotación 2.404.490 2.320.385 2.027.432 2.446.534 2.846.926

EBITDA 973.890 808.101 978.994 1.094.981 1.191.661

Resultado neto (2) 446.874 234.335 353.927 334.557 392.868

Índice de liquidez 1,02 0,73 0,78 0,75 0,68

Coeficiente de endeudamiento (3) 0,91 0,88 0,88 1,05 1,05

(1) A partir de 2009, los Estados Financieros han sido confeccionados de acuerdo a las Normas Internacionales de Información Finan-ciera, presentándose también los estados financieros de 2008 bajo la nueva norma contable. Producto de este cambio en las normas contables, las sociedades de control conjunto en las cuales Endesa Chile tiene participación, pasó a consolidarse en la proporción que Endesa Chile representa en el capital social, por tanto a partir de 2008 se incluye el porcentaje de la potencia, de la generación, de las ventas de energía y de la dotación de personal de estas sociedades.

(2) A partir de 2008, corresponde al Resultado Neto atribuible a la sociedad dominante.

(3) Pasivo total/patrimonio más interés minoritario.

(4) Cifras incluyen consolidación de GasAtacama desde mayo de 2014.

(5) Cifras incluyen actividades discontinuadas producto de la división de Endesa Chile aprobada en la Junta Extraordinaria de Accio-nistas celebrada el 18 de diciembre de 2015.

Principales Indicadores Financieros y de Operación 19

Al 31 de diciembre de cada año

2011 2012 2013 2014 2015

ARGENTINA

Número de trabajadores 415 501 506 563 561

Número de unidades generadoras 20 20 20 20 20

Capacidad instalada (MW) 3.652 3.652 3.652 3.652 3.652

Energía eléctrica generada (GWh) 10.801 11.207 10.840 9.604 11.406

Ventas de energía (GWh) 11.381 11.852 12.354 10.442 11.968

CHILE(1)

Número de trabajadores 1.155 1.177 1.061 1.261 1.001





COLOMBIA






PERÚ






TOTAL

Número de trabajadores 2.241 2.355 2.281 2.681 2.332





(1) Cifras incluyen consolidación de Gas Atacama desde mayo de 2014.

Identificación de la Compañía y Documentos Constitutivos


Identificación de la compañía

Nombre o razón socialEmpresa Nacional de Electricidad S.A. (Endesa o Endesa Chile)

Domicilio Santiago de Chile, pudiendo establecer agencias o sucursales en otros puntos del país o en el extranjero

Tipo de sociedad Sociedad Anónima Abierta

Rut 91.081.000-6

Dirección Santa Rosa Nº 76, Santiago, Chile

Código Postal 833-0099 SANTIAGO

Teléfono (56) 22630 9000

Casilla 1392, Santiago

Inscripción Registro de Valores Nº 114

Auditores externos KPMG Auditores Consultores Ltda.

Capital suscrito y pagado (M$) 1.331.714.085

Sitio Web www.endesa.cl

Correo electrónico [email protected]

Teléfono relación con inversionistas (56) 22353 4682

Nemotécnico en bolsas chilenas ENDESA

Nemotécnico en Bolsa de Nueva York EOC

Nemotécnico en Bolsa de Madrid XEOC(*)

Banco custodio programa ADR’s Banco Santander Chile

Banco depositario programa ADR’s Citibank, N.A.

Banco custodio Latibex Banco Santander, S.A.

Entidad de enlace Latibex Banco Santander, S.A.

Clasificadores de riesgo nacionales Feller Rate y Fitch Chile Clasificadora de Riesgo Limitada

Clasificadores de riesgo internacionales Fitch Ratings, Moody’s y Standard & Poor’s

(*) A partir del día 4 de diciembre de 2015,Endesa Chile se deslistó del Latibex, por lo que sus acciones no serán transadas en lo sucesivo en dicha bolsa de valores.

Identificación de la Compañía y Documentos Constitutivos 23

Los estatutos de la sociedad han experimentado numerosas

modificaciones, entre las que cabe destacar la de 1980, que

eliminó de sus objetivos la realización del Plan de Electrifica-

ción del país, responsabilidad que la Ley asignó a la Comi-

sión Nacional de Energía; la de 1982, que adecuó sus esta-

tutos a la Ley N°18.046, normas del Decreto Ley N°3.500 de

1980, permitiendo así, que recursos administrados por las

Administradoras de Fondos de Pensiones (AFP) pudieran ser

invertidos en títulos emitidos por la empresa; y la de 1988,

que amplió el objeto social incluyendo en él la prestación de

servicios de consultoría.

Debe mencionarse, al mismo tiempo, la modificación de

1992, que amplió el objeto social, permitiendo a la compañía

realizar inversiones en activos financieros, desarrollar pro-

yectos y efectuar actividades en el campo energético y en

otros en el que la energía eléctrica sea esencial, y participar

en concesiones de infraestructura de obras públicas en las

áreas civiles o hidráulicas, pudiendo actuar, para ello, directa-

mente o a través de sociedades filiales o coligadas, tanto en

el país como en el extranjero. También se cuenta la modifica-

ción de 1994, que incorporó a sus estatutos el nombre de

fantasía “Endesa” y elevó su capital con el fin de que parte

de ese aumento fuera colocado en los mercados internacio-

nales, a través del mecanismo de los ADR, y que adaptó sus

estatutos a las nuevas normas introducidas por la Ley

N°19.301 al Decreto Ley N°3.500, de 1980, lo que permitió

-entre otras adecuaciones- incrementar el porcentaje máxi-

mo de concentración accionaria a 26%; la de 1995, que mo-

dificó el sistema de arbitraje, permitiendo que las dificulta-

des entre los accionistas o entre estos y la sociedad o sus

administradores se resolvieran alternativamente por arbitra-

je o a través de la justicia ordinaria; la de 1999, que permitió

incrementar el porcentaje máximo de concentración accio-

naria al 65% del capital con derecho a voto de la sociedad; la

de 2005, que modificó los estatutos sociales en el sentido

de incorporar como nombre de fantasía de la compañía el de

“Endesa Chile”, adicional al de Endesa; la de 2006, por la que

se incorporó a los estatutos sociales un nuevo título, deno-

minado “Comité de Directores y Comité de Auditoría”, con el

fin de consagrar estatutariamente una serie de normas rela-

tivas, tanto al Comité de Directores a que se refiere la Ley

N°18.046, como al Comité de Auditoría que creó el Directo-

rio de la sociedad, en cumplimiento de la Ley Sarbanes

Oxley de los Estados Unidos de América, a cuya sujeción

está sometida la empresa por tener registrados ADR y bo-

Documentos Constitutivos La Empresa Nacional de Electricidad S.A. fue constituida por

escritura pública de fecha 1 de diciembre de 1943, ante el

notario de Santiago don Luciano Hiriart Corvalán.

Por Decreto Supremo de Hacienda N°97, del 3 de enero de

1944, se autorizó su existencia y se probaron sus estatutos,

que señalaban que el objeto de la sociedad era explotar la

producción, transporte y distribución de energía eléctrica y,

en particular, realizar el Plan de Electrificación del país apro-

bado por el Consejo de CORFO, en la sesión N°215,del 24

de marzo de 1943.

El extracto de la escritura social y el decreto mencionado se

publicaron conjuntamente en el Diario Oficial del 13 de ene-

ro de 1944, y se inscribieron en el Registro de Comercio de

Santiago a fojas 61 N°62 y fojas 65 vta. N°63, respectiva-

mente, con fecha 17 de enero de 1944.

Su instalación legal fue declarada mediante Decreto Supre-

mo del Ministerio de Hacienda N°1.226, del 23 de febrero de

1945, publicado en el Diario Oficial el 6 de marzo de 1945 e

inscrito en el Registro de Comercio de Santiago, a fojas 727

N°532, el 16 de marzo del mismo año.


nos en dicho mercado; la de 2007, por la que se modificaron

los artículos 5° permanente y 1° transitorio de los estatutos

sociales, para reflejar el actual capital de la sociedad y la for-

ma en que éste ha sido suscrito y pagado; la de 2008, por la

que se modifican los incisos 3° y 4° del artículo 44, adecuán-

dolos al artículo 75 de la Ley de Sociedades Anónimas, a fin

de reemplazar tanto la obligación del Directorio de enviar

una copia del balance y memoria de la sociedad, en una fe-

cha no posterior a la del primer aviso de citación a Junta Or-

dinaria de Accionistas, a cada uno de los accionistas inscri-

tos en el respectivo registro, como la obligación de enviarles

una copia del balance y del estado de ganancias y pérdidas

cuando éstos fueren modificados por la Junta, dentro de los

15 días siguientes, por la obligación, en ambos casos, de

poner a disposición de dichos accionistas los referidos docu-

mentos, en las mismas oportunidades señaladas; y la de

2010, por la que se modificaron: (a) diversos artículos de los

estatutos para adecuar algunos a la Ley de Sociedades Anó-

nimas y a la Ley de Mercado de Valores, que fueron modifi-

cadas por la Ley N°20.382 sobre perfeccionamiento de los

Gobiernos Corporativos, y otros para adecuarlos a las dispo-

siciones del Reglamento de Sociedades Anónimas; y (b) el

Título IV de los estatutos “Comité de Directores y Comité de

Auditoría”, para efectos de fusionar ambos comités, reflejan-

do los cambios y requisitos de independencia introducidos al

artículo 50 bis de la Ley de Sociedades Anónimas por la pre-

citada Ley N°20.382.

Recientemente la sociedad fue modificada por acuerdo de

la Junta Extraordinaria de Accionistas celebrada con fecha

18 de diciembre de 2015, en virtud de la cual, y en el marco

de la Restructuración Societaria del Grupo, se acordó su

división, naciendo de esta forma la nueva sociedad Endesa

Américas S.A., asignándosele a ésta todos los activos y

pasivos que la Sociedad poseía en el extranjero y mante-

niendo la continuadora, Endesa Chile, los activos y pasivos

asociados al negocio en Chile. La referida División se acor-

dó sujeta al cumplimiento de las condiciones suspensivas,

consistentes en que las actas de las juntas extraordinarias

de accionistas en que se aprueben las divisiones de Ener-

sis y Chilectra hayan sido debidamente reducidas a escritu-

ra pública, y sus respectivos extractos hayan sido inscritos

y publicados debida y oportunamente en conformidad a la

ley. Adicionalmente, y conforme el artículo 5° en relación

con el artículo 148, ambos del Reglamento de la Ley

N°18.046 sobre Sociedades Anónimas, se aprobó que la

División tuviera efecto a partir del primer día calendario del

mes siguiente a aquel en que se otorgue la Escritura de

Cumplimiento de Condiciones de División de Endesa Chile,

escritura que fue suscrita con fecha 29 de enero de 2016,

ante el Notario Público don Víctor Olguín Peña y que fue

anotada al margen de la inscripción social de la Compañía

en el Registro de Comercio de Santiago.

Identificación de la Compañía y Documentos Constitutivos 25

Objeto SocialLa sociedad tiene por objeto principal explotar la producción,

transporte, distribución y suministro de energía eléctrica, pu-

diendo para tales efectos obtener, adquirir y gozar las conce-

siones y mercedes respectivas.

Adicionalmente, la compañía tiene como objeto prestar ser-

vicios de consultoría en todos los ámbitos y especialidades

de la ingeniería y de la gestión de empresas; adquirir, dise-

ñar, construir, mantener y explotar obras de infraestructura

civiles o hidráulicas directamente relacionadas con conce-

siones de obras públicas; explotar los bienes que conforman

su activo; realizar inversiones, desarrollar proyectos y efec-

tuar operaciones o actividades en el campo energético y en

aquellas actividades o productos relacionados directamente

con la energía; realizar inversiones, desarrollar proyectos y

efectuar operaciones o actividades en procesos industriales

en que la energía eléctrica sea esencial, determinante y ten-

ga un uso intensivo en dichos procesos.

Además, la sociedad puede invertir en bienes inmuebles y

en activos financieros, títulos o valores mobiliarios, derechos

en sociedades y documentos mercantiles en general, siem-

pre y cuando se relacionen con el objeto social, pudiendo

adquirirlos, administrarlos y enajenarlos.

En el cumplimiento de su objeto social, la sociedad puede

actuar directamente o a través de sociedades filiales o coli-

gadas, tanto en el país como en el extranjero.

Propiedad y Control


Estructura de Propiedad Al 31 de diciembre de 2015, el capital accionario de la sociedad ascendía a 8.201.754.580 acciones suscritas y

pagadas, distribuidas en 16.058 accionistas.

Accionistas Número de Acciones Participación

Enersis S.A. 4.919.488.794 59,98%

Administradoras de Fondos de Pensiones 1.240.717.438 15,13%

Otros 516.303.427 6,30%

Corredores de Bolsa, Compañías de Seguros y Fondos Mutuos 442.841.952 5,40%

Fondos de Inversión Extranjeros 383.726.198 4,68%

Banco de Chile por cuenta de terceros 370.816.851 4,52%

ADR’s (Citibank N.A. según circular N°1.375 de la SVS) 327.859.920 4,00%

TOTAL 8.201.754.580 100%

Identificación de los Controladores Enersis S.A. es el controlador de Endesa Chile, con 59,98% de participación directa y no tiene acuerdo de ac-

tuación conjunta con otros accionistas.

Cabe mencionar que, durante 2015, no hubo transacciones de accionistas mayoritarios de la compañía.

Nómina de los Doce Mayores Accionistas de la CompañíaNombre Rut Cantidad de Acciones % Participación

ENERSIS SA (1) 94.271.000-3 4.919.488.794 59,98%

BANCO DE CHILE POR CUENTA DE TERCEROS NO RESIDENTES 97.004.000-5 370.816.851 4,52%

CITIBANK N.A. SEGUN CIRCULAR 1375 S.V.S. 59.135.290-3 327.859.920 4,00%

BANCO ITAU POR CUENTA DE INVERSIONISTAS EXTRANJEROS 76.645.030-K 230.551.267 2,81%

AFP PROVIDA S.A. PARA FDO. PENSIÓN C 76.265.736-8 204.359.844 2,49%

AFP HABITAT S.A. PARA FDO. PENSIÓN C 98.000.100-8 178.282.952 2,17%

BANCO SANTANDER POR CUENTA DE INV EXTRANJEROS 97.036.000-K 138.558.361 1,69%

AFP CAPITAL S.A.FONDO DE PENSIÓN TIPO C 98.000.000-1 127.626.754 1,56%

AFP CUPRUM S.A. PARA FDO. PENSIÓN C 98.001.000-7 127.132.172 1,55%

BANCHILE C DE B S.A. 96.571.220-8 79.761.315 0,97%

SUBTOTAL 6.704.438.230 81,74%

Otros 1.497.316.350 18,26%

TOTAL 8.201.754.580 100%

(1) Enersis S.A. es controlada directamente por ENEL S.P.A., con un 60,62% de la propiedad.

Propiedad y Control 29

Cambios de Mayor Importancia en la Propiedad

Los cambios de mayor importancia que se produjeron en la propiedad de Endesa Chile, entre 2014 y 2015, se indican a con-

tinuación:

Nombre RutN° de Acciones

al 31/12/2014N° de Acciones

al 31/12/2015

Variación Número de

Acciones

Banco de Chile Por Cuenta De Terceros No Residentes 97.004.000-5 334.625.984 370.816.851 36.190.867

AFP Provida S.A. 98.000.400-7 356.250.716 352.958.517 -3.292.199

AFP Habitat S.A. 98.000.100-8 329.344.372 332.063.197 2.718.825

Citibank N.A. Según Circular 1375 S.V.S. 59.135.290-3 264.879.750 327.859.920 62.980.170

AFP Cuprum S.A. 98.001.000-7 248.685.594 254.625.895 5.940.301

AFP Capital S.A. 98.000.000-1 263.611.529 237.344.943 -26.266.586

Banco Itaú Por Cuenta de Inversionistas 76.645.030-K 239.164.021 230.551.267 -8.612.754

Banco Santander por Cuenta de Inv Extranjeros 97.036.000-K 161.639.195 138.558.361 -23.080.834

Banchile Corredores de Bolsa S.A. 96.571.220-8 85.375.399 79.761.315 -5.614.084

BTG Pactual Chile S.A. C De B 84.177.300-4 56.583.486 44.414.145 -12.169.341

AFP Planvital S.A. 98.001.200-K 36.027.708 36.022.517 -5.191

Larrain Vial S.A. Corredora De Bolsa 80.537.000-9 34.097.530 35.075.823 978.293

Transacciones Bursátiles Efectuadas por Personas Relacionadas

Durante 2015, no hubo transacciones de acciones realizadas por directores y ejecutivos principales.

Síntesis de Comentarios y Proposiciones del Comité de Directores y de los AccionistasEn la compañía, no se recibieron comentarios respecto de la marcha de los negocios sociales realizados entre el 1 de enero

y el 31 de diciembre de 2015, por parte de accionistas mayoritarios o de grupos de accionistas, que sumen el 10% o más de

las acciones emitidas con derecho a voto, de acuerdo con las disposiciones que establece el artículo 74 de la Ley N°18.046

y los artículos 82 y 83 del Reglamento de la Ley sobre Sociedades, ni del Comité de Directores, sin perjuicio de lo indicado

en el Informe del referido comité y que consta en el presente informe.


Directorio

1. PRESIDENTEEnrico Viale Ingeniero Civil Hidráulico Universidad de Santa Clara, California Pasaporte: YA5599835 A partir de 04.11.2014

2. VICEPRESIDENTEIgnacio Mateo Montoya Ingeniero en Minas, Especialista en Energía y Combustibles Universidad Politécnica de Madrid Máster en Energía y Medio Ambiente Universidad Politécnica de Madrid Máster en Administración de Negocios Escuela de Negocios IESE Pasaporte: 50830706Q A partir de 04.11.2014

3. DIRECTORVittorio Vagliasindi Ingeniero Nuclear Universidad La Sapienza, Italia Pasaporte: AA3780593 A partir de 04.11.2014

4. DIRECTORFrancesca Gostinelli Ingeniera Ambiental Magister en Administración y Economía de Energía y Medio Ambiente Escuela Superior Enrico Mattei (MEDEA) Pasaporte:YA5001859 A partir de 28.04.2015

5. DIRECTORFrancesco Buresti Ingeniero Electrónico Universidad Degli Study de Bolonia Pasaporte: YA6104092 A partir de 26.04.2012

6. DIRECTORFelipe Lamarca Claro Ingeniero Comercial Pontificia Universidad Católica de Chile Rut: 4.779.125-1 A partir de 26.04.2012

7. DIRECTOREnrique Andres Cibié Bluth Ingeniero Comercial, Contador Público y Auditor Pontificia Universidad Católica de Chile Máster Business and Administration Universidad Stanford Rut: 6.027.149-6 A partir de 26.04.2012

8. DIRECTORIsabel Marshall Lagarrigue Licenciada en Sociología y Economía Pontificia Universidad Católica de Chile Máster en Economía Pontificia Universidad Católica de Chile Máster en Administración Pública y PHD en Economía y Gobierno Universidad de Harvard Rut: 5.664.265-K A partir de 04.11.2014

9. DIRECTORJorge Atton Palma Ingeniero Electrónico Universidad Austral de Chile Postgrado Administración y de Proyectos Rut: 7.038.511-2 A partir de: 27.04.2015

1 2 3 4

5 6 7 8

9


Endesa Chile es administrada por un Directorio

compuesto por nueve miembros, elegidos en

la Junta de Accionistas. Los directores se des-

empeñan por un periodo de tres años en sus

funciones, pudiendo ser reelegidos.

En caso de muerte, renuncia, quiebra, incom-

patibilidades o limitaciones de cargos u otra

imposibilidad que incapacite a un director para

desempeñar sus funciones o lo haga cesar en

ellas, deberá procederse a la renovación total

del Directorio en la próxima Junta Ordinaria de

Accionistas que deba celebrar la sociedad, y en

el intertanto el Directorio podrá nombrar un

reemplazante.


RemuneraciónDe conformidad con lo dispuesto en el artículo 50 bis de la Ley de Sociedades Anónimas, corresponde a la Junta

Ordinaria de Accionistas determinar, tanto las remuneraciones del Directorio como del Comité de Directores.

El total de los gastos por concepto de remuneraciones durante 2015 fue de $ 480 millones y se detalla en la

siguiente tabla.

Remuneraciones del Directorio percibidas en 2015 (miles de pesos)

Nombre Del Director Cargo Retribución FijaSesiones

Ordinarias y Extraordinarias

Retribución Variable

Comité de Directores

Total

Enrico Viale(1) Presidente - - - - -

Ignacio Mateo Montoya(1) Vicepresidente - - - - -

Vittorio Vagliasindi Director - - - - -

Francesco Buresti Director - - - - -

Isabel Marshall Lagarrigue Director 45.121 46.311 - - 91.432

Alfredo Arahuetes García(2) Director 9.944 8.122 - - 18.065

Susana Carey Claro(2) Director 9.944 8.122 - 7.336 25.402

Felipe Lamarca Claro Director 45.121 46.311 - 32.038 123.469

Enrique Cibié Bluth Director 45.121 46.311 - 32.038 123.469

Jorge Atton Palma Director 35.177 38.189 - 24.454 97.820

Francesca Gostinelli(1) Director - - - -

Total 190.428 193.364 - 95.866 479.657

(1) Los señores Enrico Viale, Ignacio Mateo Montoya, Francesca Gostinelli, Vittorio Vagliasindi y Francesco Buresti, renunciaron al pago de compensación por sus posiciones actuales como directivos de la compañía.

(2) La señora Susana Carey y el señor Alfredo Arahuetes ejercieron su cargo como Director hasta el 27 de abril de 2015.


El total de los gastos por concepto de remuneraciones durante 2014 fue de $406 millones y se detalla en la

siguiente tabla:

Remuneraciones del Directorio percibidas en 2014 (miles de pesos)

Nombre del Director CargoRetribución

Fija

Sesiones Ordinarias y Extraoridan-

rias

Retribución Variable


Total

Viale Enrico (2)(3) Presidente - - - - -

Montoya Ignacio Mateo (2)(3) Vicepresidente - - - - -

Marshall Lagarrigue Isabel (2) Director 4.634 4.852 - - 9.486

Vagliasindi Vittorio (2)(3) Director - - - - -

Buresti Francesco Director - - - - -

Arahuetes Garcia Alfredo Director 29.088 26.882 - - 55.970

Lamarca Claro Felipe Director 29.089 25.294 - 17.321 71.704

Carey Claro Susana (2) Director 4.634 4.852 - 4.121 13.607

Cibié Bluth Enrique Director 29.088 26.882 - 17.321 73.291

Rosenblut Jorge (1) Presidente 48.907 44.060 - - 92.967

Bondi Paolo (1)(3) Vicepresidente - - - - -

Corbo Lioi Vitorio (1) Director 16.794 15.652 - - 32.446

Bauzá Bauzá Jaime (1) Director 26.583 15.652 - 14.624 56.859

Moran Casero Manuel (1)(3) Director - - - - -

TOTAL 188.817 164.126 - 53.387 406.330

(1) Los señores Jorge Rosenblut, Paolo Bondi, Jaime Bauza y Manuel Moran, desempeñaron sus cargos en el Directorio Endesa Chile hasta noviembre de 2014, el Sr. Vitorio Corbo hasta julio de 2014.

(2) Los señores Enrico Viale, Ignacio Mateo Montoya, Isabel Marshall, Susana Carey Claro y Vittorio Vagliasindi asumen sus cargos en el Directorio Endesa Chile en noviembre de 2014.

(3) Los señores Enrico Viale, Ignacio Mateo Montoya, Vittorio Vagliasindi, Paolo Bondi y Manuel Moran, renunciaron al pago de com-pensación por sus posiciones actuales como directivos de la compañía.

Planes de Incentivo

La compañía no contempla planes de incentivo para los directores.

Gastos en AsesoríaDurante 2015, el Directorio no realizó gastos adicionales en asesorías externas.


sa Nacional de Electricidad S.A. a los señores Felipe Lamar-

ca Claro, Jorge Atton Palma y Enrique Cibié Bluth. El director

señor Enrique Cibié fue elegido como Presidente del Comité

y como Experto Financiero del mismo, esto último para los

efectos de la Ley Sarbanes Oxley de los Estados Unidos de

América.

Todos los integrantes del Comité de Directores son directo-

res independientes de conformidad con la Ley de Socieda-

des Anónimas.

Durante el ejercicio 2015, el Comité de Directores sesionó

en 24 oportunidades, 12 de ellas de carácter ordinarias y las

12 restantes extraordinarias, procediendo a examinar las

operaciones y contratos de la compañía con empresas rela-

cionadas y, en general, a pronunciarse acerca de las mate-

rias a que se refiere el artículo 50 bis de la Ley de Socieda-

des Anónimas, informando sobre sus acuerdos al Directorio

de la compañía. Adicionalmente, el Comité de Directores se

pronunció, cuando fue requerido, respecto de los servicios

de los auditores externos distintos de los servicios regulares

de auditoría y las denuncias derivadas del Canal Ético de la

Compañía. De las 24 sesiones celebradas por el Comité de

Directores, en 7 de ellas trató y se pronunció acerca de ma-

terias relativas a la reorganización societaria. Se hace pre-

sente que el Comité, en sesión extraordinaria celebrada con

fecha 13 de agosto de 2015 acordó designar como asesor

financiero a la sociedad Asesorías Tyndall Limitada, para que

asistiera a los miembros del Comité de Directores en la eva-

luación del proceso de reorganización societaria. Los hono-

rarios por dicha asesoría ascendieron a la cantidad de 18.000

Unidades de Fomento.

El informe evacuado al efecto por Asesorías Tyndall Limitada

puede ser consultado en la siguiente dirección:

http://www.endesa.cl/es/Reestructuracion/Paginas/

DocumentosdeInteres.aspx.

Asimismo, el Comité de Directores, con fecha 4 de noviem-

bre de 2015 elaboró un informe sobre la reorganización so-

cietaria, el que también puede ser consultado en la precita-

da dirección.

AdministraciónComité de DirectoresEn la sesión extraordinaria de Directorio de Endesa Chile, de

fecha 27 de abril de 2015, se eligió como integrantes del

Comité de Directores de Empresa Nacional de Electricidad

S.A. a los señores Felipe Lamarca Claro, Jorge Atton Palma

y Enrique Cibié Bluth. El director señor Enrique Cibié fue

elegido como Presidente del Comité y como Experto Finan-

ciero del mismo, esto último para los efectos de la Ley Sar-

banes Oxley de los Estados Unidos de América.

Todos los integrantes del Comité de Directores son directo-

res independientes de conformidad a lo dispuesto en la Ley

de Sociedades Anónimas.

Informe del Comité de Directores El Presidente del Comité de Directores, señor Enrique Cibié

señaló que, de acuerdo con lo establecido en el artículo 50

bis de la Ley N° 18.046 sobre Sociedades Anónimas corres-

ponde que el Comité de Directores de Endesa Chile presen-

te en la memoria anual y se dé cuenta a la Junta Ordinaria de

Accionistas de la Compañía acerca de su informe anual de

gestión, destacando las actividades desarrolladas por el Co-

mité durante el ejercicio 2015, así como los gastos en que

hubiera incurrido, incluidos los de sus asesores, durante di-

cho período.

Para tales efectos, propuso al Comité la aprobación del si-

guiente texto:

Informe del Comité de Directores Año 2015

En cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 50 bis de la

Ley de Sociedades Anónimas, modificado por la Ley N°

20.382, publicada en el Diario Oficial con fecha 20 de octu-

bre de 2009, se presenta en el siguiente Informe las activi-

dades que ha desarrollado el Comité de Directores, su ges-

tión anual y los gastos incurridos en el ejercicio 2015.

Conformación del Comité. En la sesión extraordinaria de Di-

rectorio de Endesa Chile, de fecha 27 de abril de 2015, se

eligió como integrantes del Comité de Directores de Empre-


trica Tarapacá S.A., en el mismo precio y condiciones

establecidas en el contrato cedido.

6. Autorización para vender gas a Gas Atacama Chile

S.A. hasta el 31 de diciembre de 2015, una cantidad

máxima diaria de 3,2 MMm3/d.

7. Autorización para la suscripción de mandatos para el

reembolso de los costos de pago de expatriados entre

Endesa Chile y las sociedades relacionadas Edegel

S.A.A. (Perú); Emgesa S.A. ESP (Colombia); Endesa

S.A. (España); Enel Servizi (Italia); Endesa Brasil S.A.

(Brasil); Endesa Generación S.A. (España); Endesa Cos-

tanera S.A. (Argentina); Enel SpA (Italia); Enel Trade SpA

(Italia) Endesa Latinoamérica (España); y Enel Produzio-

ne SpA.

8. Autorización de una operación de cobertura, a través de

Endesa Generación, de posición corta en petróleo Brent

por un total de 305 miles de barriles para marzo de 2015;

y de gas Henry Hub para abril de 2015.


Endesa Generación, de Autorización para contratar con

Endesa Generación posición corta en Barriles de Brent

para mayo 2015 y posición larga en gas Henry Hub para

junio 2015.

10. Contrato ISDA Master Agreement and Schedule con

Enel Trade SPA.

11. Servidumbre De Pehuenche a favor de Endesa para Pro-

yecto Los Cóndores.

12. Autorización de un contrato de suministro de carbón en-

tre Endesa Generación, Endesa Chile y CELTA.

13. Aprobación estructuración préstamo intercompañía de

Enersis a Endesa Chile.

14. Aprobación de un acuerdo con la sociedad Masisa.

15. Aprobación de la venta de embarque de GNL a Endesa

Energía.

16. Contrato con Endesa Generación (España), para posición

corta de 279 barriles de Brent para junio 2015 y posición

larga en gas Henry Hub por 0.8 millones de MMBTU

para julio de 2015.

El Comité de Directores acordó proponer al Directorio y a la Jun-

ta Ordinaria de Accionistas la designación de KPMG Auditores

Consultores Limitada como auditores externos de la Compañía,

como primera opción, en cumplimiento a lo dispuesto en el Ofi-

cio Circular N° 718 de la Superintendencia de Valores y Seguros.

Asimismo el Comité aprobó el presupuesto para los honorarios

de los auditores externos para el ejercicio 2015, y aprobó los ho-

norarios por los servicios verificados en el año 2014.

En sus respectivas oportunidades, el Comité de Directores

procedió a analizar los estados financieros trimestrales y

anuales de la Compañía y el informe de los auditores exter-

nos y de los inspectores de cuentas. Adicionalmente, KPMG

Auditores Consultores Limitada, procedieron a presentar al

Comité de Directores el Plan de Auditoría Anual y a dar a

conocer el Informe de la Sección 404 de la Ley Sarbanes

Oxley sobre Control Interno de la Compañía.

Al Comité de Directores le tocó pronunciarse también res-

pecto del documento 20-F y autorizar la presentación del

mismo ante la Securities and Exchange Commission de Es-

tados Unidos, lo que ocurrió en la sesión ordinaria celebrada

con fecha 24 de abril de 2015.

En el ejercicio 2015, el Comité de Directores analizó e infor-

mó favorablemente al Directorio las condiciones de mercado

de las siguientes operaciones entre partes relacionadas, dos

de las cuales fueron a través de licitación.

1. Autorización para que Endesa Chile, a través de GNL Chi-

le S.A., compre un embarque adicional (spot) de GNL a

Endesa Energía de 3,1 toneladas de BTU.


Endesa Generación, de posición corta en petróleo Brent

por un total de 348 miles de barriles para febrero de

2015; y de gas Henry Hub para marzo 2015, por 2.1 millo-

nes de MMBTU.

3. Autorización para operación de compra de un embarque

adicional (spot) de GNL a Endesa Energía, por 3.1 tonela-

das de BTU.

4. Autorización para comprar a Enel Green Power hasta 200

GWh de atributos verdes, con el objeto de cubrir déficit

de Endesa Chile y filiales en el balance de 2014.

5. Cesión del contrato de suministro de carbón suscrito en-

tre Endesa Chile y Endesa Generación, a Compañía Eléc-


27. Contrato de subarrendamiento con la sociedad Servicios

Informáticos e Inmobiliarios Limitada por las oficinas

1203 , el estacionamiento 57 y la bodega 10, todos del

Edificio Torre Centenario, ubicado en Miraflores 383, co-

muna de Santiago.

28. Contrato de prestación de servicios con la sociedad Ser-

vicios Informáticos e Inmobiliarios Limitada para activida-

des informáticas consideradas estratégicas, por una ex-

tensión de 5 años, renovables por períodos de dos años.

29. Compra de energía ERNC a EGP proveniente de su pro-

yecto solar Campos de Sol, sujeta a la condición que

Endesa se adjudique la licitación 2015-2 para suministro

de empresas distribuidoras. Venta sujeta a la condición

que Endesa ganase la licitación. Endesa no se adjudicó la

licitación 2015.2.

30. Postergación del pago del dividendo de Enel Brasil desde

diciembre de 2015 (ejercicio 2014) hasta diciembre de

2017, por 176 MBRL (aproximadamente 40 MEUR) a fin

de maximizar la caja en Enel Brasil, y contar con mayores

fondos para destinar a deudas intercompañía en los

próximos meses.

31. Contratación de Operaciones Financieras con Enersis

S.A. consistentes en: i) la contratación de financiamiento

bancario para Endesa Chile por hasta 200 MUSD, en mo-

neda local o extranjera, a un plazo de hasta 4 años. En

caso de financiarse con la actual línea de crédito compro-

metida internacional, se solicita ampliar su cupo de 200

MUSD a 400 MUSD; ii) la renovación y ampliación de lí-

nea de crédito comprometida local por hasta 100 MUSD

(o equivalente en UF) a plazo de hasta 5 años; iii) la es-

tructuración de préstamos a favor de Endesa Chile por

hasta 250 MUSD, con plazo de hasta 12 meses, denomi-

nados en dólares, y iv) la realización de las coberturas de

tipo de cambio y/o tasa de interés que sean necesarias.

32. Convenio de Colaboración entre ENDESA Chile y Funda-

ción Pehuén.

33. Contrato Master LNG SPA entre Endesa Chile y Enel Tra-

de, para la venta de embarques de GNL de Endesa Chile.

34. La venta de los embarques de GNL programados para

el 16 de marzo de 2016 y 15 de abril de 2016 a Endesa

Energía.

17. Contrato de subarrendamiento con Gasatacama Chile

S.A. por las oficinas 1202 y 1203, el estacionamiento 57

y la bodega 10, todos del Edificio Torre Centenario, ubica-

do en Miraflores 383, comuna de Santiago.

18. Contrato con Enel Trade y Endesa Generación (España)

para cubrir las posiciones cortas y/o largas en el petróleo

Brent, gas Henry Hub, carbón API2 y transporte BCI7

para el período julio 2015 a diciembre 2015.

19. Contrato de transporte de suministro de carbón y fletes

con Endesa Generación ( España) para la operación de la

Central Bocamina 2, por 10 meses a contar de julio de

2015.

20. Venta de hasta 3 embarques de GNL del segundo se-

mestre de 2016 a Endesa Energía, provenientes del con-

trato de compraventa de GNL entre Endesa Chile, GNL

Chile y British Gas.

21. Acuerdo Transaccional con Chilectra S.A. para poner tér-

mino a conflicto suscitado por la entrada en vigencia del

Decreto Supremo N°14 que fijó las tarifas de subtransmi-

sión para el período 2011-2014 y la modificación de los

contratos licitados con dicha empresa a fin de hacer apli-

cable a éstos el referido decreto y los futuros que se

dicten.

22. Contrato con la empresa italiana, CESI, relacionada

con Enel para asesorías ambientales para la Central

Bocamina.

23. Extensión de los contratos de mandatos para el reembol-

so de gastos de colaboradores expatriado.

24. Contrato de mandato a Enel Italia S.R.L para que los tra-

bajadores chilenos expatriados a Italia tengan un repre-

sentante ante la Seguridad Social Italiana.

25. Renovación contratos de seguros de todo riesgo y res-

ponsabilidad por el período 2015-2016 para el Grupo

Enel.

26. Extensión hasta el 30 de junio de 2016 de la condición

resolutoria, convenida en el acuerdo de transferencia del

Proyecto Renaico suscrito entre Endesa S.A. y Celta y

entre Endesa S.A. y Parque Eólico Renaico SpA, filial de

EGP.


Gastos del Comité de Directores

La Junta Ordinaria de Accionistas de Endesa Chile, cele-

brada con fecha 27 abril de 2015, acordó pagar a cada

miembro del Comité de Directores una remuneración

mensual, parte a todo evento ascendente a 58 UF y parte

eventual de 28 UF en carácter de dieta por asistencia a

sesión, sin límite de sesiones remuneradas; y como pre-

supuesto anual de gastos de funcionamiento del comité y

sus asesores para el presente ejercicio 2015, en, la canti-

dad de 6.000 unidades de fomento, dejando constancia

que si necesita un monto mayor por las asesorías exter-

nas, será conforme a la realidad del negocio y se recurrirá

a ellas en todo caso.

En el ejercicio 2015, el Comité de Directores hizo uso del

presupuesto anual de gastos fijado por la Junta Ordinaria de

Accionistas de 6.000 UF, y sus gastos totales ascendieron a

la suma de $449 millones.

35. Contratos Ingeniería con partes relacionadas.

36. Modificación Procedimiento de cobertura de Commodi-

ties con ENEL Trade SPA.

Respecto de todos los contratos y operaciones antes men-

cionadas, se verificaron las condiciones de mercado a través

de licitaciones, solicitudes de ofertas comparables o, en su

caso, observación de las condiciones de mercado relevante.

La Junta Ordinaria de Accionistas de Endesa Chile, celebra-

da con fecha 27 abril de 2015, acordó pagar a cada miembro

del Comité de Directores una remuneración mensual, parte

a todo evento ascendente a 58 UF y parte eventual de 28 UF

en carácter de dieta por asistencia a sesión, sin límite de

sesiones remuneradas; y como presupuesto anual de gas-

tos de funcionamiento del comité y sus asesores para el

presente ejercicio 2015, en, la cantidad de 6.000 unidades

de fomento, dejando constancia que si necesita un monto

mayor por las asesorías externas, será conforme a la reali-

dad del negocio y se recurrirá a ellas en todo caso.

En el ejercicio 2015, el Comité de Directores se hizo uso del

presupuesto anual de gastos fijado por la Junta Ordinaria de

Accionistas por la suma de $448.509.075.”

Acuerdo 212 – 3: El Comité de Directores, por la unanimi-

dad de sus miembros, acordó aprobar el texto Informe anual

de gestión de actividades y gastos a constar en la Memoria,

con el objeto de que éste sea informado en la próxima Junta

Ordinaria de Accionistas e incluido en la Memoria de la Com-

pañía.


Estructura Organizacional

1. Luis Vergara asumió el cargo el 1 de abril de 2016, en reemplazo de Federico Polemann.

DIRECTORIO

PRESIDENTE

Enrico Viale

SUBGERENTE GENERAL Y GERENTE DE FINANZAS

Y ADMINISTRACIÓN

Ramiro Alfonsín

GERENTE DE RECURSOS

HUMANOS

Luis Vergara (1)

GERENTE DE COMUNICACIONES

Maria Teresa González

GERENTE DE PLANIFICACIÓN

Y CONTROL

Fernando La Fuente

FISCAL

Ignacio Quiñones

GERENTE DE TRADING Y COMERCIALIZACIÓN

Humberto Espejo

GERENTE DE DESARROLLO

DE NEGOCIOS

Claudio Helfmann

GERENTE DE INGENIERÍA

Y CONSTRUCCIÓN

Bernardo Canales

GERENTE GENERACIÓN CHILE

Valter Moro

GERENTE DE SOSTENIBILIDAD

Maria Teresa González

GERENTE GENERAL

Valter Moro


Principales Ejecutivos

1. GERENTE GENERAL Y GERENTE GENERACIÓN CHILEValter MoroIngeniero MecánicoUniversidad Politécnica de MarchePHD en Ingeniería EnergéticaUniversidad Politécnica de MarcheRut: 24.789.926-KA partir del 01.11.2014

2. SUBGERENTE GENERAL Y GERENTE DE FINANZAS Y ADMINISTRACIÓNRamiro AlfonsínLicenciado en Administración de EmpresasPontificia Universidad Católica de ArgentinaRut:22.357.225-1A partir de 26.02.2015

3. GERENTE DE COMUNICACIÓN Y GERENTE DE SOSTENIBILIDADMaria Teresa GonzálezPeriodistaUniversidad de ConcepciónMagíster en Comunicación EstratégicaUniversidad del PacíficoRut: 10.603.713-2A partir de 01.04.2014

4. GERENTE DE RECURSOS HUMANOSLuis VergaraIngeniero Civil ElectrónicoUniversidad Técnica Federico Santa MaríaMBA Pontificia Universidad Católica de ChileRut: 8.586.744-KA partir de 01.04.2016

5. FISCALIgnacio QuiñonesAbogadoUniversidad Diego PortalesRut: 7.776.718-5A partir 01.11.2013

6. GERENTE DE PLANIFICACIÓN Y CONTROLFernando La FuenteIngeniero Civil EléctricoUniversidad de ChileRut: 12.403.710-7A partir de 01.06.2013

7. GERENTE DE TRADING Y COMERCIALIZACIÓNHumberto EspejoIngeniero Civil IndustrialPontificia Universidad Católica de ChileMagíster en Ciencias de la IngenieríaPontificia Universidad Católica de ChileRut: 11.629.179-7A partir 26.02.2015

8. GERENTE DE DESARROLLO DE NEGOCIOClaudio HelfmannIngeniero Civil Industrial con mención en Ingeniería EléctricaPontificia Universidad Católica de ChileRut: 13.191.190-4A partir 26.02.2015

9. GERENTE DE INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓNBernardo CanalesLicenciado en Cs. Ingeniería Mecánica. Universidad de ChileDiplomado en Economía Pontificia Universidad Católica de ChileRut: 11.565.097-1A partir 26.02.2015

2

1

64 53

8 97


Remuneración a los Gerentes y Principales EjecutivosDurante 2015, las remuneraciones y beneficios percibidos

por el gerente general y ejecutivos principales de la empre-

sa, ascendieron a $1.582 millones de retribución fija y $1.156

millones de retribución variable y beneficios.

Durante 2014, las remuneraciones y beneficios percibidos

por el gerente general y ejecutivos principales de la empre-

sa, ascendieron a $2.145 millones de retribución fija y $1.250

millones de retribución variable y beneficios.

Este monto incluyó tanto a gerentes y principales ejecutivos

presentes, al 31 de diciembre de cada año, como a los que

dejaron la empresa a lo largo del ejercicio respectivo.

Beneficios para los Gerentes y Principales Ejecutivos

Como beneficio, la empresa mantiene un seguro comple-

mentario de salud y un seguro catastrófico para los ejecutivos

principales y su grupo familiar que se encuentre acreditado

como carga familiar. Además, la empresa mantiene un seguro

de vida para cada ejecutivo principal. Estos beneficios se otor-

gan en conformidad al nivel directivo que al trabajador le co-

rresponda en cada momento.

En 2015, el monto fue de $17 millones, valor que está incluido

en la remuneración percibida por los ejecutivos principales.

Planes de Incentivo a los Gerentes y Principales Ejecutivos Endesa Chile tiene para sus ejecutivos un plan de bono

anual por cumplimiento de objetivos y nivel de aportación

individual a los resultados de la empresa. Este plan incluye

una definición de rangos de bonos según el nivel jerárquico

de los ejecutivos. Los bonos que se entregan a los ejecuti-

vos consisten en un determinado número de remuneracio-

nes brutas mensuales.

Indemnizaciones por Años de ServicioRespecto a indemnizaciones por años de servicio percibidas

por los principales ejecutivos de la compañía, se cancelaron

$1.118 millones durante 2015.

Propiedad sobre Endesa ChileDe acuerdo al registro de accionistas al 31 de diciembre de

2015, los principales ejecutivos de la compañía no poseían

acciones de Endesa Chile a su nombre.


Administración de Principales FilialesARGENTINA

Costanera

Roberto José Fagan

Ingeniero Electricista

Universidad Nacional de la Plata

Maestría en Administración Mercado Eléctrico

Instituto Tecnológico de Buenos Aires

Hidroeléctrica El Chocón

Néstor Carlos Srebernic

Ingeniero Industrial con orientación Electrotecnia

Universidad Nacional de Comahue

CHILE

Pehuenche

Carlo Carvallo Artigas

Ingeniero Civil

Universidad de Chile

Compañía Eléctrica Tarapacá

Valter Moro

Ingeniero Mecánico

Universidad Politécnica de Marche Italia

Gas Atacama

Valter Moro

Ingeniero Mecánico

Universidad Politécnica de Marche Italia

COLOMBIA

Emgesa

Lucio Rubio Díaz

Licenciado en Ciencias Económicas y Empresariales

Universidad Santiago de Compostela

PERÚ

Edegel

Francisco José Pérez Thoden Van Velzen

Ingeniero Industrial

Escuela Técnica Superior del ICAI,

Universidad Pontificia Comillas en España

Recursos Humanos


Dotación de PersonalEn el siguiente cuadro se indica la dotación de personal permanente y temporal de Endesa Chile y sus filiales,

al 31 de diciembre de 2015:

EmpresasGerentes y Ejecutivos

principales

Profesionales y técnicos

Otros trabajadores

Total

ARGENTINA

Costanera 4 422 59 485

Hidroeléctrica El Chocón 2 34 11 47

Gas Atacama Argentina - 11 18 29

Total Dotación en Argentina 6 467 88 561

CHILE

Endesa Chile 9 870 46 925

Pehuenche - 2 - 2

Pangue - - - -

Celta - - - -

San Isidro - - - -

Gas Atacama - 68 2 70

Central Eólica Canela - - - -

Endesa Eco - - - -

Túnel El Melón - - - -

Total Dotación en Chile 9 940 48 997

COLOMBIA

Emgesa 12 484 14 510

Total Dotación en Colombia 12 484 14 510

PERÚ

Edegel 15 245 - 260

Total Dotación en Perú 15 245 - 260

Total Dotación Endesa Chile y filiales 42 2.136 150 2.328

Recursos Humanos 45

Número de personas por género

Endesa Chile

Femenino 2

Masculino 7

Total general 9

Número de personas por nacionalidad

Endesa Chile

Española 1

Italiana 4

Chilena 4

Total general 9

Número de personas por rango de edad

Endesa Chile

Entre 41 y 50 años 2



Total general 9

Número de personas por antigüedad

Endesa Chile

Menos de 3 años 6

Entre 3 y 6 años 3

Total general 9

Diversidad en el Directorio


Diversidad en la gerencia general y demás gerencias que reportan a esta gerencia o al DirectorioNúmero de personas por género

Endesa Chile

Femenino 1

Masculino 8

Total general 9


Endesa Chile

Argentina 1

Chilena 6

Española 1

Italiana 1

Total general 9


Endesa Chile




Total general 9


Endesa Chile

Menos de 3 años 3

Entre 3 y 6 años 1

Más de 6 y menos de 9 años 1


Más de 12 años 3

Total general 9

Recursos Humanos 47

Diversidad en la organizaciónNúmero de personas por genero

Endesa Chile GasAtacama Pehuenche

Femenino 134 6

Masculino 782 64 2

Total general 916 70 2



Americana 1

Argentina 1

Boliviana 1

Chilena 885 70 2

Colombiana 3

Española 8

Francesa 1

Mexicana 1

Peruana 2

Italiana 13




Menor a 30 años 31 2

Entre 30 y 40 años 383 18

Entre 41 y 50 años 287 30 1


Entre 61 y 70 años 69 4 1

Mayor a 70 años 8




Menos de 3 años 137 4


Más de 6 y menos de 9 años 155 17


Más de 12 años 327 37 2


Salario medio fijo de las mujeres respecto a los hombres atendiendo a su categoría profesional

Contenidos CHILE

Directivos % 117,5

Mandos intermedios % 92,3

Administrativos y personal de oficina % 87,0

Media % 98,9


tasa de capacitación (horas capacitadas por cada 100 horas

trabajadas) de 1,7%.

Respecto de la formación técnica, la cual constituye el foco

principal de atención en materia de capacitación dada la

necesidad de actualizar conocimientos técnicos y procurar

la adquisición de nuevas herramientas de gestión, el por-

centaje de horas capacitadas dedicadas a este ítem alcan-

zó el 67,8%, cubriendo a una población de 651 trabajado-

res. Dentro de las actividades de formación técnica,

destacan aquellas ligadas a la gestión del conocimiento,

esto es, la implementación de actividades de transferencia

de conocimientos y experiencias desde trabajadores que

cuentan con un mayor expertise en temas específicos ha-

cía otros que están en proceso de desarrollo. Un total de

14 actividades de transferencia de conocimientos fueron

realizadas, lo que reafirma el compromiso de la compañía

con el desarrollo, reconocimiento y difusión del conoci-

miento.

En materia de desarrollo de nuevas habilidades conduc-

tuales y de gestión, diversos programas fueron imple-

mentados durante 2015. Entre ellos, destacan los diplo-

mados internos de Mercados Eléctricos y Control de

Gestión, ambos impartidos por la Universidad de Chile

bajo un diseño especialmente elaborado para las necesi-

dades de la compañía. El primero, contó con la participa-

ción de 13 trabajadores, mientras que el Diploma de Con-

trol de Gestión congregó a 14 trabajadores. En este

mismo contexto, también destacan las actividades liga-

das al desarrollo de habilidades de liderazgo, siendo particu-

larmente relevante el programa de gestores, el cual busca

identificar las brechas de liderazgo de cada uno de los

gestores y levantar un plan de formación específico a sus

Relaciones LaboralesDurante 2015 se efectuaron dos procesos de negociación

colectiva, en Junio con el Sindicato Regional, el cual se sos-

tuvo en el marco reglado y en las fechas legales estableci-

das y en noviembre se cerró en forma anticipada con el

Sindicato N°7 de Endesa Chile. Ambos procesos concluye-

ron con una vigencia de sus respectivos contratos colecti-

vos por 4 años.

Cabe destacar la continuidad del programa de reuniones pe-

riódicas con las Organizaciones Sindicales, lo que ha permi-

tido consolidar en el tiempo un diálogo abierto, franco y sin

restricciones con los representantes de los trabajadores, en

beneficio de mejorar las condiciones laborales y de clima de

nuestros empleados.

FormaciónEl programa de capacitación 2015 de Endesa Chile se cons-

truyó y ejecutó sobre la base de dos principios fundamenta-

les de gestión: En primer lugar, lograr el justo equilibrio entre

las actividades formativas con foco en el desarrollo de com-

petencias y conocimientos técnicos, esenciales para el me-

jor desempeño de nuestros trabajadores en sus puestos de

trabajo, así como también el entrenamiento en competen-

cias conductuales que les permiten a nuestros colaborado-

res aumentar sus posibilidades de desarrollo al interior del

Grupo.

El segundo principio es solventar el programa de formación

sobre un mecanismo de detección de necesidades que per-

mita identificar, conjuntamente entre el colaborador y su

gestor, las brechas técnicas y conductuales que es necesa-

rio cubrir, tanto en lo que respecta a productividad individual

en el puesto de trabajo, como para acceder a eventuales

oportunidades de desarrollo futuro. El sistema de detección

de necesidades se denomina IDP (Itinerario Desarrollo Pro-

fesional), el cual tiene un periodo de implementación de dos

años. Durante 2015, el porcentaje de trabajadores que acce-

dió al menos a una de las tres actividades declaradas en su

IDP alcanzó el 47,9%.

En términos generales, el desempeño de las actividades de

capacitación en Endesa Chile durante 2015, arroja una cober-

tura de 63,7%, lo que implica que 589 trabajadores tuvieron

al menos una actividad de formación durante el año. El total

de horas capacitadas fue de 35.810 horas, lo que arroja una

Recursos Humanos 49

diante oportunidades laborales locales y en el extranjero

donde tiene presencia el Grupo. Destaca durante el 2015 el

IDP “Itinerario de Desarrollo Personal”, sistema de detección

de necesidades de desarrollo mediante el cual los trabajado-

res de la empresa definen en conjunto con su gestor, sus

necesidades de desarrollo actuales y futuras, las cuales son

conocidas por la unidad de formación para la elaboración del

programa del formación anual.

Se continuó con el Programa Reconocernos, que busca po-

tenciar una cultura del reconocimiento al interior de la em-

presa y generar instancias de reconocimiento formales me-

diante la realización de ceremonias por gerencia, así como

también ceremonias masivas por empresa donde se recono-

ce a los trabajadores destacados, trayectoria laboral entre

otros.

DiversidadEndesa Chile como parte del Grupo Enel, está desarrollando

una Política de Diversidad como parte de su estrategia, abor-

dando prácticas vinculadas con género, edad, nacionalidad y

discapacidad. Esta política promueve los principios de la no

discriminación, igualdad de oportunidades, inclusión y balan-

ce entre la vida personal y laboral, como valores fundamen-

tales en las actividades de las empresas que forman parte

del Grupo.

Es así como uno de los nuevos programas en materia de

diversidad lanzado en 2015 se encuentra el Tutorship o

Programa de Tutorías. El Tutorship es una iniciativa de inte-

gración, que permite preparar y orientar al trabajador en

momentos de transición importante en su vida profesio-

nal y personal, tales como: nuevas contrataciones, permi-

sos por maternidad y trabajadores de distintas nacionali-

dades.

Medidas de Conciliación y flexibilidad laboralComo parte de las medidas de conciliación y flexibilidad, el

programa de Teletrabajo se ha consolidado como una de las

medidas más valoradas dentro de la empresa desde 2012

cuando inició su implementación. En la actualidad, hay 85

teletrabajadores del grupo en el programa, 18 de ellos de

Endesa Chile, bajo la modalidad de un día a la semana co-

nectándose a trabajar desde el hogar de nuestros trabajado-

res, mejorando la conciliación laboral y familiar junto con su

calidad de vida.

necesidades individuales. Durante 2015, participaron de

este programa 33 gestores.

Finalmente, y tal como ha sido declarado en todos los nive-

les y segmentos de personal al interior de la compañía, la

prevención de riesgos, la salud y en general la seguridad de

las personas constituye un foco de especial relevancia y per-

manente atención. En este contexto, las actividades de for-

mación ligadas al ámbito de la Seguridad y Salud Laboral in-

volucraron a un total de 471 trabajadores.

Gestión de climaLa gestión de clima y el compromiso es un pilar fundamental

en la estrategia de la empresa. Durante 2015, han seguido

su curso iniciativas que buscan mantener la motivación, sa-

tisfacción y el compromiso de los trabajadores.

Estos programas buscan mejorar las siguientes categorías,

que son parte de los instrumentos utilizados para evaluar

clima al interior de la empresa: liderazgo, comunicación, me-

ritocracia y desarrollo, medidas de conciliación y buenas

prácticas laborales.

En relación con liderazgo, Endesa Chile cuenta con un pro-

grama de fortalecimiento de gestores, que tiene por objeti-

vo promover y fortalecer el importante rol de las jefaturas

en la generación de climas organizacionales que faciliten la

satisfacción y desarrollo de sus trabajadores. “Dejando

Huellas” ha sido diseñado como un programa integral de

entrenamiento de habilidades, formación y acompaña-

miento, y contempla la construcción de un itinerario indivi-

dual para cada gestor, que entre las actividades que lo con-

forman considera talleres de entrenamiento de habilidades,

coaching individual, acompañamiento guiado de reuniones

y la creación de una red de buenas prácticas de gestión de

personas.

Con el propósito de establecer un contacto permanente con

los trabajadores, Endesa Chile ha implementado iniciativas

de comunicación a través de las que se dan a conocer diver-

sas temáticas de interés con foco en la gestión de personas.

Para ello se desarrolla un programa radial semanal, un web-

site, manuales de buenas prácticas, boletín mensual para

gestores, entre otras acciones.

Para el caso de los programas que apuntan a la meritocracia

y el desarrollo, se encuentra la gestión del desarrollo profe-

sional mediante acciones de promoción por mérito y me-


Durante 2015, las acciones se focalizaron en generar ins-

tancias de compromiso, de modo que los administradores

de contrato (contraparte en la empresa contratista) pudie-

sen generar con autonomía las respectivas acciones de

clima.

En total, se encuestaron a 232 trabajadores pertenecientes

a las Empresas Reparalia, IMA, JIF, IKA, IMAN, Frallesa, Ve-

lázquez, Compass y Ultraport.

El índice general de clima de las empresas contratistas de

Endesa Chile durante 2015 ascendió a 81,4%.

ContratistasClima Laboral

El programa de Clima Laboral para Contratistas de Endesa Chi-

le tiene como propósito impactar positivamente en los indica-

dores de percepción de clima que son medidos por la empresa

mandante, en las diferentes dimensiones de interés.

Son catorce las dimensiones que buscan identificar el grado

de satisfacción en la relación que los trabajadores estable-

cen con sus empresas empleadoras. Dentro de las dimen-

siones más relevantes en la percepción general de clima se

encuentran Trabajo en equipo; Desarrollo; Reconocimiento;

Visión de la supervisión; Ambiente interpersonal; Comuni-

cación y Prevención de riesgos, entre otras.

Los hitos del programa de clima incluyen:

1. Medir clima laboral mediante una encuesta grupal.

2. Hacer entrega de resultados a áreas gestoras de con-

trato y empresas contratistas.

3. Generar un plan de acción focalizado en los resultados

de la encuesta.

4. Seguimiento a los planes de acción para gestionar cli-

ma.

5. Actividades transversales financiadas y coordinadas por

la empresa mandante para los contratistas.

Recursos Humanos 51

El objetivo del programa de Acreditación de Competencias

Laborales para trabajadores contratistas tiene como propósi-

to fundamental levantar los perfiles claves de cada servicio

vinculado al negocio de generación, para luego evaluar a los

trabajadores asociados a dicho perfil y poder identificar a

aquellos que cumplen con los criterios de desempeño, op-

tando así a la acreditación.

Los trabajadores contratistas que no logren acreditarse en el

perfil que se desempeñan, deben participar de un programa

de formación/entrenamiento para poder cerrar sus brechas y

optar a su acreditación en una reevaluación.

Durante 2015, se trabajó principalmente durante el primer

semestre en la fase de levantamiento y validación de los

perfiles para luego, durante en el segundo semestre, iniciar

la fase de evaluaciones.

En total, actualmente Endesa Chile cuenta con 58 perfiles

validados y a Diciembre del 2015, registra 132 trabajadores

ya evaluados.

En el marco de este programa, 56 trabajadores de empresas

contratistas de Endesa Chile están acreditados, esto es el

42% de los trabajadores evaluados.

Acreditación de Competencias Laborales


Inspecciones Laborales y Previsionales en Terreno

En complemento al proceso de control laboral y con el pro-

pósito de verificar el cumplimiento de las obligaciones labo-

rales y previsionales de la empresas contratistas en terreno,

durante 2015 se fortaleció la aplicación de fiscalizaciones en

dependencias de las empesas contratistas y en las obras.

En el periodo se realizaron 32 fiscalizaciones a contratistas

de centrales de Endesa Chile, y 22 fiscalizaciones a contra-

tistas de los proyectos de generación. Cabe destacar que las

incidencias detectadas en este proceso de fiscalización se

encuentran resueltas a la fecha.

Inspecciones Laborales y Previsionales OnlineA partir de 2015, se implementó una nueva modalidad de

inspección bajo el formato Online, consistente en efectuar

un control en línea de la documentación laboral y previsional,

con plazo de respuesta del contratista no superior a 48 ho-

ras. La información remitida por el contratista posteriormen-

te es validada en terreno.

Cabe destacar que esta modalidad complementa las activi-

dades de control, a fin de verificar el cumplimiento del Con-

tratista. Durante 2015, se efectuaron once inspecciones bajo

esta modalidad, y cuyas incidencias detectadas se encuen-

tran resueltas a la fecha.

Control de Acceso DocumentalA partir de 2015, se inició la implementación del Proyecto de

Control de Acceso Facial y Dactilar en las instalaciones del Gru-

po, el cual consiste en que, previo al ingreso del personal con-

tratista a las instalaciones del Grupo, se verifique que se cuente

con toda la documentación laboral en norma y actualizado.

En concreto, para el ejercicio 2015 ya se tiene controlado

con esta tecnología a un total de 2.319 trabajadores contra-

tistas que operan en las instalaciones del la central Bocami-

na y el proyecto Los Cóndores, esperando que para el perio-

do 2016 se aplique esta modalidad de control en la totalidad

de los trabajadores contratistas que operan en las instalacio-

nes de la compañía.

Programa Gestores de Contrato

Corresponde a un programa de formación y entrenamiento

permanente para los Gestores de Contrato de las Empresas

del Grupo Enersis, en el contexto de la Subcontratación.

El objetivo principal es que los Gestores de Contrato cuen-

ten con un plan de formación asociado a su rol de Gestores

de Contratistas de modo de que cuenten con las herramien-

tas fundamentales para el correcto ejercicio de esta función.

Para este efecto, durante 2015, se levantó “El perfil del Ges-

tor de Contrato”, a través de entrevistas a personas claves y

grupos focales del mundo de la generación y distribución.

Del mismo modo, en el transcurso del tercer trimestre de

2015, se finalizó con el desarrollado del Programa Formativo

para Gestores de Contratos, cuya aplicación al universo de

Gestores de Endesa Chile se materializará en el partir del

ejercicio 2016.

Control Laboral Previsional MensualCon el propósito de fortalecer el proceso de Control Laboral

y Previsional, a partir del cuarto trimestre de 2015, Endesa

Chile incorporó la Aplicación de Control de Contratista de

Previred, herramienta con plataforma en Internet que permi-

te disponer de manera rápida y segura de los pagos previsio-

nales de las empresa contratistas y subcontratistas, en cual-

quier momento y de forma autónoma.

Recursos Humanos 53

Acciones de Seguridad y Salud LaboralEn Endesa Chile la seguridad y la salud laboral son objetivos

estrechamente ligados al negocio. En el proceso continuo de

mejora, en el que todos contribuyen, se destaca de manera

especial, como valor, el liderazgo con respecto a la integración

real de la seguridad y la salud laboral en todos los niveles y en

todas las actividades que la empresa desarrolla, reforzando la

prioridad de la misma en la gestión empresarial por su impor-

tancia estratégica. En el ámbito del liderazgo se acentúa la

participación activa de los diferentes estamentos de la empre-

sa en el control de los riesgos de los trabajadores en sus dife-

rentes actividades, a través de la revisión de la gestión pre-

ventiva en los Comités de Seguridad, revisión de las

condiciones de seguridad en terreno a través de los progra-

mas de Safety Walks, Ipal, One Safety y Stop Works, planes

de formación en prevención de riesgos y campañas de segu-

ridad. Por otra parte, también se han implementado innova-

ciones que han permitido dotar a los trabajadores expuestos

a riesgo, de equipos tales como ropa ignífuga, caretas faciales

de protección contra el arco eléctrico, sistemas de trabajo en

altura y otros elementos con elevados estándares de seguri-

dad que garanticen la máxima protección a los trabajadores.

Con el objetivo de alcanzar la meta cero accidentes se han

establecido alianzas de seguridad con las empresas contratis-

tas, con el objeto de homologar las mejores prácticas en este

ámbito, entre las que destaca One Safety.

Dentro de los programas destinados a contribuir con la segu-

ridad y salud laboral podemos destacar:

Difusión y Promoción de Salud 2015El objetivo de este programa es proporcionar, educar y for-

mar a los trabajadores de la compañía, a través de activida-

des respecto del fomento en la calidad de vida y bienestar

bio-psicosocial.

Dentro de las actividades que contemplan las acciones de

difusión masiva, se encuentran los afiches, material gráfico

y charlas dictadas por especialistas, respecto a ciclos temá-

ticos de interés, tales como:

> Prevención de cáncer de mamas: Capacitar a las mujeres

sobre la importancia de la realización del autoexamen de

mama y en caso específico de la ecografía o mamografía.

> Prevención de cáncer de próstata: Actividades de promo-

ción y prevención en la planilla masculina para detección

temprana y tratamiento.

> Prevención de cáncer colorrectal: Actividades de promo-

ción y prevención para la detección temprana y tratamien-

to de patologías asociadas al cáncer colorrectal.

> Prevención de cáncer de piel: Informar y sensibilizar para

la prevención, detección temprana y tratamiento de la en-

fermedad.

> Prevención de lesiones osteomusculares

> Prevención de enfermedades de transmisión sexual y

VIH.

> Control del tabaquismo salud mental y calidad de vida.

> Prevención de riesgos cardiovascular “Mes del Corazón”.

> Prevención de alergias primaverales


Se inician de manera conjunta con una empresa asesora ex-

terna, las gestiones para dar cumplimiento a cada uno de los

protocolos MINSAL:

> PREXOR: Protocolo de normas mínimas para el desarrollo

de programas de vigilancia de la pérdida auditiva por ex-

posición a ruido en los lugares de trabajo.

> RIESGOS PSICOSOCIALES: Protocolo de Vigilancia de

Riesgos Psicosociales en el Trabajo.

> TMERT: Norma Técnica de Identificación y evaluación de fac-

tores de riesgos de trastornos músculo esqueléticos relacio-

nados con el trabajo de extremidades superiores (TMERT).

> MMC: Norma Manipulación Manual de Carga.

> PLANESI: Plan Nacional de Erradicación de la Silicosis.

Difusión, Implementación y Aplicación de Protocolos MINSAL

Inmunizaciones 2015La inmunización en los trabajadores es una medida preventi-

va, la cual busca a través de un proceso médico generar en

las personas una memoria inmunitaria que permita formar

anticuerpos protectores contra el antígeno al cual la persona

puede estar expuesta. Por ello, el objetivo de la implementa-

ción del programa en los trabajadores de Endesa Chile, alu-

de a prevenir la aparición de enfermedades de recurrente

contagio masivo que en su afección al sujeto pueden causar

altos ausentismos y daños a la calidad de vida de la persona.

Este programa va dirigido a todos los trabajadores de Endesa

Chile, y consiste en la aplicación de la vacuna Influenza Esta-

cionaria Trivalente durante el primer trimestre de cada año,

previniendo así el brote que se inicia a principios de junio.

Mujer sana 2015 El objetivo de este programa es disminuir la ocurrencia de

muerte por cáncer de mama y cérvico-uterino en mujeres,

actuando en forma preventiva a través de actividades de di-

fusión, educación y controles periódicos. Se realizan perío-

dos de exámenes, controles y seguimientos médicos, con el

objetivo de detectar precozmente esta posible patología en-

tre las mujeres de la compañía.

Recursos Humanos 55

Programa Exámenes Preventivos Periódicos 2015El objetivo de este programa es realizar evaluaciones médi-

cas periódicas a los trabajadores, con el objeto de detectar

de manera precoz alteraciones o patologías con daño poten-

cial de la salud de las personas. Este programa va dirigido a

todos los trabajadores de la compañía y se lleva a cabo a

través de un protocolo definido según género, edad y ocupa-

ción

Programas de Seguridad Laboral Aplicado 2015El objetivo de estos programas es aplicar una planificación

preventiva de manera de mantener el control de los riesgos

en las actividades de mantenimiento mayor de las distintas

Centrales, específicamente inscribe a la finalidad de desarro-

llar acciones e implementar estándares de Prevención de

Riesgos con el objeto de evitar la ocurrencia de accidentes

graves o incapacitantes. El cumplimiento de estos estánda-

res, será de responsabilidad de la Administración, Jefes de

Faena, Supervisores y Prevención de Riesgos de las empre-

sas participantes

Manual de Estándares de Seguridad y Salud Laboral El objetivo principal del manual es establecer las disposicio-

nes de Seguridad y Salud Laboral por las cuales han de regir-

se las actividades que desarrollen las empresas contratistas

y subcontratistas que prestan servicios en las instalaciones

de Endesa Chile. Las disposiciones de Seguridad y Salud

Laboral contenidas en este documento son de cumplimien-

to obligatorio para las empresas contratistas y subcontratis-

tas, que participen en las obras, faenas o servicios en insta-

laciones propias o terceros.


Reclutamiento y Selección

Cobertura de vacantesPara Endesa Chile, el principal objetivo es incorporar a las

mejores personas para los cargos vacantes, siendo nuestro

principio rector el privilegiar en primera instancia a los candi-

datos internos.

Durante 2015, se generaron un total de 150 vacantes en

Endesa Chile, de las cuales 97% corresponde a coberturas

mediante modalidad interna, considerando para tales la

realización de concursos internos ámbito local e internacio-

nal, procesos de movilidad horizontal y ascendente o pro-

moción.

Campañas de seguridad

En el marco de la semana de la seguridad, y con la finalidad

de dar a conocer y reforzar las acciones preventivas tendien-

tes a evitar la ocurrencia de accidentes laborales, destaca

dentro del listado de capacitaciones realizadas con organis-

mos externos certificados, la conducción de vehículos 4x4 y

manejo a la defensiva, las cuales buscan desarrollar concien-

cia y entregar fundamentos teórico-técnicos fundamentales

para cada uno de los trabajadores que utilizan vehículos dia-

riamente, asimismo se destaca la adquisición de equipa-

miento para dichos vehículos (cadenas para la nieve, botiqui-

nes, neblineros y cambio de neumáticos

Programa de Retiro de Material que Contiene Asbesto (MCA)Se continúa con el programa de retiro de material que con-

tiene asbesto desde las centrales, dicho programa consiste

en la eliminación y disposición final de todos los materiales

que contienen este mineral.

Recursos Humanos 57

Programa de Prácticas y Atracción de Talento JovenUn proyecto destacable en términos de generación de nue-

vas fuentes de reclutamiento es la incorporación en calidad

de practicantes y memoristas de aquellos futuros jóvenes

profesionales pertenecientes a las mejores universidades

del país, a los que se les brinda la oportunidad de consoli-

dar un aprendizaje gradual de la complejidad y estilo de

Endesa Chile, logrando, por tanto, dos objetivos que es la

disponibilidad de fuentes de reclutamiento cercanas y de

relativo rápido acceso, tanto por la posibilidad de contar

con referencias y evaluaciones directas de aquellos alum-

nos que destaquen y que puedan calzar no sólo con las

competencias técnicas sino que también con los valores

asociados a nuestra compañía y adicionalmente, marcar

presencia constante en las principales casas de estudios

de nuestros país.

Este Programa de Prácticas se realiza de manera permanen-

te durante todo el año, siendo el peak de ingresos durante el

periodo de verano, y contabilizando para el periodo 2015 un

total de 133 alumnos en calidad de practicantes o memoris-

tas.

Para generar lazos con universidades y atraer a los mejores

alumnos, durante 2015, Endesa Chile participó en la Feria

Laboral de la Facultad de Economía y Negocios de la Uni-

versidad de Chile, Feria Empresarial de la Universidad de

Chile y de la Feria Laboral de la Facultad de Ingeniería de la

Universidad Católica de Chile. El stand de la compañía reci-

bió a estudiantes de las carreras de Ingeniería Civil Indus-

trial, Ingeniería Civil Eléctrica, Ingeniería Civil Mecánica,

Geología e Ingeniería Civil Hidráulica.

Adicionalmente, se destaca la participación de Endesa Chile

en la séptima versión de la Feria Laboral “Todo Chile Conecta-

do” de Inacap, efectuada en Los Ángeles, Región del Biobío.

Diversidad Para Endesa Chile, contar con equipos de trabajo diversos

es esencial, traduciéndose esto en la búsqueda permanente

de nuevas formas que permitan la sensibilización y faciliten

la construcción de una fuerza laboral diversa y un ambiente

laboral en el cual se respeten y valoren las diferencias indivi-

duales. Por ende, y en la línea de fomentar la diversidad y

contribuir en la generación de alternativas de desarrollo, des-

taca la creciente participación de mujeres en concursos in-

ternos, alcanzando 42% del total de postulaciones, viendo

de ésta forma una mayor participación femenina. Es relevan-

te destacar que 33% de los ingresos externos corresponde

a mujeres.

Transacciones Bursátiles


Durante 2015, en la Bolsa de Comercio de Santiago se transaron 1.009,2 millones de acciones por un valor de $901.320 mi-

llones. A su vez, en la Bolsa Electrónica de Chile se transaron 70,9 millones de acciones por un valor de $63.952 millones.

En la Bolsa de Valores de Valparaíso se transaron 2.052 acciones por un valor de $1,7 millones.

La acción de Endesa Chile cerró en 2015 con un precio de $878,61 en la Bolsa de Comercio de Santiago, $876,75 en la Bol-

sa Electrónica y $840,20 en la Bolsa de Valores de Valparaíso.

Bolsa de Comercio de SantiagoTrimestre Unidades transadas Monto transado ($) Precio promedio ($)

1er trimestre 2013 278.963.709 223.528.463.533 801,282do trimestre 2013 305.336.070 239.995.490.703 786,003er trimestre 2013 391.184.194 274.244.111.560 701,064to trimestre 2013 270.930.677 205.429.388.029 758,241er trimestre 2014 258.767.437 195.552.407.329 754,302do trimestre 2014 246.409.824 202.030.498.763 820,013er trimestre 2014 228.759.297 202.446.139.441 884,674to trimestre 2014 238.910.773 212.554.142.702 891,641er trimestre 2015 201.733.273 186.445.052.457 924,112do trimestre 2015 268.980.813 251.504.812.678 933,423er trimestre 2015 247.884.649 215.248.572.236 866,154to trimestre 2015 290.618.546 248.121.641.665 853,70

Bolsa Electrónica de ChileTrimestre Unidades transadas Monto transado ($) Precio promedio ($)

1er trimestre 2013 36.117.611 29.128.748.140 806,502do trimestre 2013 69.278.703 53.890.886.710 777,893er trimestre 2013 62.986.405 44.479.978.006 706,184to trimestre 2013 30.337.691 22.816.580.549 752,091er trimestre 2014 27.871.044 21.201.400.932 747,712do trimestre 2014 37.004.033 30.242.504.418 815,373er trimestre 2014 33.761.571 29.965.057.984 882,874to trimestre 2014 35.837.072 31.800.485.067 894,231er trimestre 2015 - - -2do trimestre 2015 52 49.192 946,003er trimestre 2015 - - -4to trimestre 2015 2.000 1.680.400 840,20

Bolsa de Valores de ValparaísoTrimestre Unidades transadas Monto transado ($) Precio promedio ($)

1er trimestre 2013 876.560 321.169.614 366,402do trimestre 2013 501.125 392.876.304 783,993er trimestre 2013 1.671.690 1.175.731.877 703,324to trimestre 2013 7.500 5.392.500 719,001er trimestre 2014 4.420 3.332.680 754,002do trimestre 2014 0 0 0,003er trimestre 2014 1.200 1.017.600 848,004to trimestre 2014 15.021 13.497.038 898,541er trimestre 2015 0 0 02do trimestre 2014 52 49.192 946,003er trimestre 2015 0 0 04to trimestre 2015 2.000 1.680.400 840,20

Transacciones Bursátiles 61

En Estados Unidos se transaron 27,4 millones de ADS por un valor total de US$1.119,9 millones. Un ADS repre-

senta actualmente 30 acciones de Endesa Chile. El precio del ADS de Endesa Chile cerró el ejercicio en

US$37,06.

Bolsa de Comercio de Nueva York (NYSE)

TrimestreUnidades transadas

(número de ADS)Monto transado (US$)

Precio promedio del ADS (US$)

1er trimestre 2013 5.582.531 285.612.950 51,162do trimestre 2013 6.326.180 307.244.611 48,573er trimestre 2013 8.127.954 346.266.850 42,604to trimestre 2013 5.644.647 249.623.080 44,221er trimestre 2014 7.527.111 307.155.539 40,832do trimestre 2014 5.809.269 256.556.424 44,243er trimestre 2014 5.305.092 243.722.019 45,924to trimestre 2014 6.132.226 274.220.177 44,881er trimestre 2015 4.548.130 202.131.937 44,422do trimestre 2015 6.967.163 317.082.107 45,213er trimestre 2015 8.232.748 320.146.178 38,594to trimestre 2015 7.665.071 280.573.904 36,68

En el Mercado de Valores Latinoamericanos de la Bolsa de Madrid (Latibex) se transaron 1,1 millones de uni-

dades de contratación por un valor de €1,3 millones aproximadamente. La unidad de contratación equivale a

una acción de la compañía. El precio de la unidad de contratación cerró el año en €1,12.

LatibexTrimestre Unidades transadas Monto transado (€) Precio promedio (€)1er trimestre 2013 573.448 723.906 1,262do trimestre 2013 401.216 475.264 1,183er trimestre 2013 736.734 740.477 1,014to trimestre 2013 547.231 567.716 1,041er trimestre 2014 776,184 770.925 0,992do trimestre 2014 741,447 778.788 1,043er trimestre 2014 730,544 816.512 1,114to trimestre 2014 278,701 322.830 1,161er trimestre 2015 207,447 260.436 1,272do trimestre 2015 116,644 157.155 1,333er trimestre 2015 36,500 44.264 1,154to trimestre 2015 782,812 880.398 1,10

A partir del día 4 de diciembre de 2015, Endesa Chile se deslistó del Latibex, por lo que sus acciones no

serán transadas en lo sucesivo en dicha bolsa de valores. Esta solicitud fue planteada por la misma compañía

y fue aprobada por el Consejo de Administración de Bolsas y Mercados Españoles, Sistemas de Negocia-

ción, S.A.

Transacciones Bursátiles 63

Bolsa de Comercio de SantiagoLa siguiente tabla muestra la variación de la acción de

Endesa Chile y del Índice Selectivo de Precios de Acciones

(IPSA) en el mercado local durante los últimos dos años:

Variación 2014 2015Acumulada

2014-2015

Endesa Chile 17,8% -4,7% 12,3%

IPSA 4,1% -4,4% -0,5%

Bolsa de Comercio de Nueva York (NYSE)

La siguiente tabla muestra la variación de los ADRs de Endesa

Chile listados en NYSE (EOC), y de los índices Dow Jones

Industrial y Dow Jones Utilities durante los últimos dos años:

Variación 2014 2015Acumulada

2014-2015

EOC 0,4% -17,2% -16,9%

Dow Jones Industrial 7,5% -2,2% 5,1%

Dow Jones Utilities 26,0% -6,5% 17,8%

Bolsa de Valores Latinoamericanos de Endesa Chile en la Bolsa de Madrid (Latibex)La siguiente tabla muestra la variación de la acción de

Endesa Chile (XEOC) listada en la Bolsa de Madrid (Latibex)

y del índice IBEX a lo largo de los últimos dos años:

Variación 2014 2015*Acumulada

2014-2015

XEOC 23,8% -11,1% 10,0%

LATIBEX -16,1% -39,2% -49,0%

(*): A partir del día 4 de diciembre de 2015,Endesa Chile se deslistó del Latibex, por lo que sus acciones no serán transadas en lo sucesivo en dicha bolsa de valores.

Información de mercado Siguiendo con la tendencia de lo sucedido en 2014, el pano-

rama económico mundial para 2015 no mostró una mejoría

que permitiera la recuperación o estabilización de las econo-

mías emergentes. El bajo crecimiento de países como Chi-

na, sumado a la recesión de Brasil generaron una alta incer-

tidumbre en Latinoamérica que afectó fuertemente el

crecimiento económico de la región. Además, el precio de

los commodities relevantes para dichos países no lograron

recuperarse, obligándolos a recortar constantemente sus

proyecciones de crecimiento. El aumento de la tasa por par-

te de la Fed, provocó un fortalecimiento del dólar con res-

pecto a las monedas de países emergentes. En el caso de

Chile, el Índice Selectivo de Precios de Acciones, IPSA, indi-

cador que agrupa a las 40 principales acciones transadas en

Chile, cerró el 2015 con -4,4% de disminución. Este desem-

peño reflejó principalmente el impacto que tuvieron las re-

formas y la incertidumbre que generaron, además de la baja

de inversionistas extranjeros y el desalentador panorama

externo.

Durante 2015, los títulos de Endesa Chile evidenciaron una

baja de 4,7%, alineándose con el IPSA que mostró una dis-

minución de 4,4%. Con respecto a la variación acumulada,

las acciones de Endesa Chile entre 2014 y 2015 mostraron

un crecimiento de 23,3% mientras que el IPSA, para el mis-

mo periodo, presentó una leve disminución de 0,5%. Por

otra parte, pese a la devaluación del peso chileno frente al

dólar americano durante 2015, los ADR’s de Endesa Chile

presentaron una disminución de 16,9% en la Bolsa de Co-

mercio de Nueva York, y de forma similar los títulos de la

compañía en la Bolsa de Madrid disminuyeron en 11,1% du-

rante 2015.

Dividendos


Generalidades En cumplimiento de las disposiciones de la Circular N°687 de

fecha 13 de febrero de 1987 de la Superintendencia de Valores

y Seguros (SVS), a continuación se expone a los señores accio-

nistas la Política de Dividendos del Directorio de la sociedad.

Política de Dividendos El Directorio tiene la intención de repartir un dividendo provi-

sorio, con cargo a las utilidades del ejercicio 2016, de hasta

un 15% de las utilidades al 30 de septiembre del 2016, se-

gún muestren los estados financieros a dicha fecha, a ser

pagado en enero del 2017.

El Directorio propondrá a la Junta Ordinaria de Accionistas, a

ser efectuada en el primer cuatrimestre del 2016, distribuir

como dividendo definitivo, un monto equivalente al 50% de

las utilidades del ejercicio 2016.

El dividendo definitivo corresponderá al que defina la Junta

Ordinaria de Accionistas, a ser efectuada en el primer cuatri-

mestre del 2017.

El cumplimiento del programa antes señalado quedará con-

dicionado, en materia de dividendos, a las utilidades que

realmente se obtengan, así como también a los resultados

que señalen las proyecciones que periódicamente efectúa la

sociedad o a la existencia de determinadas condiciones, se-

gún corresponda.

Procedimiento para el Pago de Dividendos Para el pago de dividendos, sean provisorios o definitivos, y

con el objeto de evitar el cobro indebido de los mismos,

Endesa Chile contempla las modalidades que se indican a

continuación:

1. Depósito en cuenta corriente bancaria, cuyo titular sea

el accionista.

Política de Dividendos de 2016 2. Depósito en cuenta de ahorro bancaria, cuyo titular sea

el accionista.

3. Envío de cheque nominativo o vale vista por correo cer-

tificado al domicilio del accionista que figure en el Regis-

tro de Accionistas.

4. Retiro de cheque o vale vista en las oficinas de DCV

Registros S.A., en su condición de administrador del re-

gistro de accionistas de Endesa Chile o en el banco y

sus sucursales que se determine para tal efecto y que

se informará en el aviso que se publique sobre el pago

de dividendos.

5. Para estos efectos, las cuentas corrientes o de ahorro

bancarias pueden ser de cualquier plaza del país.

6. Es preciso destacar que la modalidad de pago elegida

por cada accionista será utilizada por DCV Registros

S.A. para todos los pagos de dividendos, mientras el ac-

cionista no manifieste por escrito su intención de cam-

biarla y registre una nueva opción.

A los accionistas que no tengan registrada una modalidad de

pago, se les pagará de acuerdo a la modalidad Nº 4 arriba

señalada.

En aquellos casos en que los cheques o vales vista sean

devueltos por el correo a DCV Registros S.A., ellos permane-

cerán bajo su custodia hasta que sean retirados o solicitados

por los accionistas.

En el caso de los depósitos en cuentas corrientes banca-

rias, Endesa Chile podrá solicitar, por razones de seguri-

dad, la verificación de ellas por parte de los bancos corres-

pondientes. Si las cuentas indicadas por los accionistas

son objetadas, ya sea en un proceso previo de verificación

o por cualquier otra causa, el dividendo será pagado se-

gún la modalidad indicada en el punto N° 4 antes señala-

do.

Por otra parte, la Compañía ha adoptado y continuará adop-

tando en el futuro todas las medidas de seguridad necesa-

rias que requiere el proceso de pago de dividendos, de

modo de resguardar los intereses tanto de los accionistas

como de Endesa Chile.

Dividendos 67

Política de Dividendos de 2015GeneralidadesEn cumplimiento con las disposiciones de la Circular N°687

de fecha 13 de febrero de 1987 de la Superintendencia de

Valores y Seguros (SVS), a continuación se expone a los se-

ñores accionistas la Política de Dividendos del Directorio de

la sociedad.

Política de Dividendos(1)

El Directorio tiene la intención de repartir un dividendo provi-

sorio, con cargo a las utilidades del ejercicio 2015, de hasta

15% de las utilidades al 30 de septiembre de 2015, según

muestren los Estados Financieros a dicha fecha, a ser paga-

do en enero de 2016.

El Directorio tiene la intención de proponer a la Junta Ordina-

ria de Accionistas, a ser efectuada en el primer cuatrimestre

de 2016, distribuir como dividendo definitivo, un monto equi-

valente a 50% de las utilidades del ejercicio 2015.

El dividendo definitivo corresponderá al que defina la Junta

Ordinaria de Accionistas, a ser efectuada en el primer cuatri-

mestre de 2016.

El cumplimiento del programa antes señalado quedará con-

dicionado, en materia de dividendos, a las utilidades que

realmente se obtengan, así como también a los resultados

que señalen las proyecciones que periódicamente efectúa la

sociedad o a la existencia de determinadas condiciones, se-

gún corresponda.

(1) Con fecha 30 de noviembre de 2015, de conformidad con lo estable-cido en los artículos 9° y 10° inciso 2° de la Ley N°18.045, y lo previsto en la Norma de Carácter General N°30 de la Superintendencia de Valores y Seguros, se informó, con carácter de hecho esencial que, el Directorio de Empresa Nacional de Electricidad S.A., acordó repartir un dividendo provisional de $3,55641 por acción, correspondiente al 15% de las utili-dades al 30 de septiembre de 2015, a pagarse a contar del 29 de enero de 2016, de conformidad con la política de dividendos de la compañía vigente en la materia.


Utilidad Distribuible de 2015Millones de pesos 2015

Utilidad del ejercicio atribuible a la sociedad dominante 392.868

Utilidad distribuible 392.868

Dividendos DistribuidosN° dividendo

Tipo de dividendo

Fecha de cierre

Fecha de pago

Pesos por acción

Imputado al ejercicio

Dividendo anual

% de las utilidades

46 Definitivo 06/05/09 12/05/09 15,93300 2008 21,2842 40%

47 Provisorio 10/12/09 16/12/09 9,31235 2009

48 Definitivo 28/04/10 05/05/10 17,53050 2009 26,8429 35%

49 Provisorio 20/01/11 26/01/11 6,42895 2010

50 Definitivo 05/05/11 11/05/11 26,09798 2010 32,5269 50%

51 Provisorio 13/01/12 19/01/12 5,08439 2011

52 Definitivo 11/05/12 17/05/12 22,15820 2011 27,2426 50%

53 Provisorio 18/01/13 24/01/13 3,04265 2012

54 Definitivo 03/05/13 09/05/13 11,24302 2012 14,28567 50%

55 Provisorio 25/01/14 31/01/14 3,87772 2013

56 Definitivo 09/05/14 15/05/14 17,69856 2013 21,57628 50%

57 Provisorio 24/01/15 30/01/15 3,44046 2014

58 Definitivo 18/05/15 25/05/15 16,95495 2014 20,39541 50%

59 Provisorio 23/01/16 29/01/16 3,55641 2015

Dividendos 69

Política de Inversión y FinanciamientoDurante el ejercicio 2016, la sociedad efectuará inversiones

tanto directamente, como a través de filiales y coligadas, de

conformidad a sus estatutos, en las siguientes áreas de in-

versión, indicándose en cada caso el límite máximo:

Generación de Energía EléctricaSe considerará como límite máximo de inversión el necesario

para que la empresa pueda cumplir con el objeto principal de la

sociedad (producción, transporte y suministro de energía eléc-

trica), con un monto máximo equivalente al 50% del Patrimo-

nio Neto del balance consolidado de Endesa Chile al 31 de di-

ciembre de 2015.

Aportes de Capital a las Sociedades Filiales y Coligadas Se efectuarán aportes a las filiales y coligadas para que pue-

dan llevar a cabo los proyectos que se están desarrollando, y

realizar aquellas inversiones y actividades que sean necesa-

rias para cumplir con su respectivo objeto social.

Se considerará como límite global máximo de inversión en to-

das las filiales y coligadas nacionales y extranjeras para 2016,

un monto equivalente al 50% del Patrimonio Neto del balance

consolidado de Endesa Chile al 31 de diciembre de 2015.

Otras inversionesActivos financieros, títulos, derechos, valores mobiliarios,

bienes inmuebles, aportes a sociedades y formación de em-

presas filiales y coligadas, según lo establecen sus estatu-

tos, con el propósito de efectuar inversiones en el sector

eléctrico y de desarrollar proyectos y operaciones o activida-

des en procesos industriales asociados a la obtención de

fuentes energéticas, como asimismo en las que la energía

eléctrica sea esencial, determinante y tenga un uso intensi-

vo en dichos procesos. Se considerará como límite máximo

de inversión el necesario para aprovechar las oportunidades

de negocios, con un monto máximo en el año, equivalente al

50% del Patrimonio Neto del balance consolidado de Endesa

Chile al 31 de diciembre de 2015.


Inversiones en Instrumentos FinancierosEndesa Chile efectuará inversiones en Instrumentos Finan-

cieros de acuerdo con los criterios de selección y de diversi-

ficación de carteras que determine la administración de la

empresa, con el propósito de optimizar el rendimiento de

sus excedentes de caja.

Dentro de esta política aprobada por la Junta de Accionis-

tas, el Directorio deberá acordar las inversiones específicas

en obras y estudios que hará la empresa, tanto en lo que se

refiere a monto como a modalidades de financiamiento de

cada una de ellas, y adoptará las medidas conducentes al

control de las referidas inversiones.

Política de financiamiento 2016La política de financiamiento de la sociedad considera que el

nivel de endeudamiento, definido como la relación de la deu-

da total/patrimonio más interés minoritario del balance con-

solidado, no sea mayor a 2,20. La obtención de recursos

provendrá, entre otras, de las siguientes fuentes:

> Recursos propios.

> Créditos de proveedores.

> Préstamos de bancos e instituciones financieras.

> Colocación de valores en el mercado local e internacional.

> Ingresos provenientes de ventas de activos y/o prestacio-

nes de servicios realizadas por Endesa Chile.

> Préstamos intercompañías

Dividendos 71

Otras materias

Descripción del Negocio de la Compañía

En virtud de lo dispuesto en el artículo 120 del Decreto Ley

N° 3.500, la enajenación de los bienes o derechos que sean

declarados en estas políticas como esenciales para el fun-

cionamiento de la empresa, así como la constitución de ga-

rantías sobre ellos, es materia de acuerdo de la Junta Ex-

traordinaria de Accionistas. En consecuencia, y en

cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 119 del mismo

cuerpo legal, se declaran como esenciales para el funciona-

miento de la sociedad los siguientes activos

Las acciones de propiedad de Endesa Chile que permiten el

control, por la vía de la tenencia de la mayoría de las accio-

nes o bien mantenga pactos o acuerdos de accionistas, de

la Empresa Eléctrica Pehuenche S.A., y de Celta S.A

Asimismo, corresponde a la Junta Extraordinaria de Accio-

nistas aprobar el otorgamiento de garantías reales o perso-

nales para caucionar obligaciones de terceros, respecto de

dichos activos esenciales.

Por último, respecto a las atribuciones de la administración

para convenir con acreedores restricciones al reparto de

dividendos de Endesa Chile, sólo se podrá convenir con

acreedores restricciones al reparto de dividendos, si pre-

viamente tales restricciones han sido aprobadas en junta

de accionistas (ordinaria o extraordinaria).

Las principales actividades que desarrollan Endesa Chile,

sus sociedades filiales y las sociedades de control conjunto

están relacionadas con la generación y comercialización de

energía eléctrica y, adicionalmente, los servicios de consul-

toría e ingeniería en todas sus especialidades. Endesa Chile

y sus sociedades filiales operan 192 unidades a lo largo de

cuatro países en Sudamérica, con una capacidad instalada

total de 15.148 MW.

En Argentina, a través de Costanera S.A. e Hidroeléctrica El

Chocón S.A., la compañía opera un total de 3.652 MW de

potencia, que representa 12% del total del sistema interco-

nectado argentino.

Endesa Chile es la principal empresa generadora de energía

eléctrica en Chile y una de las compañías más grandes del

país, que opera un total de 6.351 MW de potencia, lo que

representa 32% de la capacidad instalada en el mercado lo-

cal. El 54% de la capacidad instalada de Endesa Chile, filia-

les y sociedades de control conjunto en Chile es hidráulica,

44% térmica y 2%, eólica. La compañía participa en el Siste-

ma Interconectado Central (SIC), principal sistema eléctrico

del país, que abarca desde Taltal a Chiloé, territorio en el que

vive alrededor del 93% de la población, y donde su capaci-

dad instalada y la de sus filiales y sociedades de control con-

junto aportan un total de 5.389 MW a este sistema, equiva-

lente a cerca de 34%. La compañía también participa en el

Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), a través

de sus filiales Celta y Gas Atacama dando suministro a diver-

sas empresas mineras. La capacidad instalada total en el

SING alcanza a 963 MW, que representa 23% de este siste-

ma.

En Colombia, a través de Emgesa, opera un total de 3.459

MW de potencia, cifra equivalente a 21% de la capacidad

instalada de ese país.

En Perú, por medio de Edegel, opera un total de 1.686 MW

de potencia, que representa 18% del sistema peruano.

Endesa Chile participa también en el mercado de genera-

ción, transmisión y distribución en Brasil, a través de su aso-

ciada Enel Brasil (ex Endesa Brasil), en sociedad con Ener-

sis. Enel Brasil cuenta con 987 MW de capacidad instalada,

a través de Cachoeira y Fortaleza, y dos líneas de transmi-

sión de una capacidad de transmisión de 2.100 MW, a través

de CIEN. Endesa Chile opera los activos de generación de

Enel Brasil.


Capacidad Instalada, Generación y Ventas de Energía de Endesa Chile ConsolidadaCapacidad instalada (MW) (1) 2013 2014 2015

Argentina 3.652 3.652 3.652

Chile (2) 5.571 6.351 6.351

Colombia 2.925 3.059 3.458

Perú 1.540 1.652 1.686

TOTAL 13.688 14.715 15.148

Generación de energía eléctrica (GWh) (3) 2013 2014 2015

Argentina 10.840 9.604 11.405

Chile (2) 19.438 18.063 18.294

Colombia 12.748 13.559 13.705

Perú 8.391 8.609 8.218

TOTAL 51.417 49.835 51.622

Ventas de energía eléctrica (GWh) 2013 2014 2015

Argentina 12.354 10.442 11.969

Chile (2) 20.406 21.156 23.558

Colombia 16.090 15.773 16.886

Perú 8.904 9.320 8.633

TOTAL 57.754 56.692 61.046

(1) Estos valores resultan de las potencias máximas determinadas por la norma operativa de Endesa Chile N°38 “Norma para defini-ción de potencia máxima en centrales hidroeléctricas y termoeléctricas de Endesa Chile”, al 31 de diciembre de cada año. Correspon-den a la potencia máxima de diseño de las unidades generadoras; en su mayoría, corroboradas con las pruebas de satisfacción de garantías contractuales realizadas por el proveedor de dichos equipos de generación. En algunos casos, los valores de potencia máxima pueden diferir del valor de la potencia declarada a los organismos reguladores y clientes de cada país, en función de los cri-terios definidos por dichas entidades y a satisfacción de los marcos contractuales correspondientes.

(2) Endesa Chile consolida GasAtacama a partir de mayo de 2014

Reseña histórica

La Empresa Nacional de Electricidad S.A. fue creada

el 1 de diciembre de 1943 como una sociedad anóni-

ma, filial de la entidad fiscal Corporación de Fomen-

to de la Producción (CORFO), con el objeto de reali-

zar el Plan de Electrificación chileno, incluyendo

generación, transporte y distribución de energía

eléctrica.

Durante 44 años, Endesa Chile perteneció al Estado

de Chile, alcanzando un papel preponderante en el

sector y se convirtió en una de las empresas más re-

levantes y la base del desarrollo eléctrico del país. Las

inversiones fueron cuantiosas y se concretaron im-

portantes obras de ingeniería y electrificación.

El proceso de privatización comenzó en 1987, a través

de una serie de ofertas públicas de acciones, y fue

completado en 1989. Mediante este proceso se in-

corporaron a la sociedad Fondos de Pensiones, los

trabajadores de la misma empresa, inversionistas ins-

titucionales y miles de pequeños accionistas.

En 1992, se adquirió el control de Central Costanera

S.A. (actualmente, Endesa Costanera) y, en 1993, de

Hidroeléctrica El Chocón S.A., ambas en Argentina.

En 1995, se concretó la compra de Edegel S.A.A., en

Perú. En diciembre de 1996, se adquirió Central Hi-

droeléctrica de Betania S.A. E.S.P. y, en septiembre

de 1997, Emgesa S.A. E.S.P., ambas en Colombia. En

Dividendos 73

En marzo de 2007, se constituyó la sociedad Centrales Hi-

droeléctricas de Aysén S.A. (HidroAysén), que no es consoli-

dada por Endesa Chile, y cuyo objeto es el desarrollo y explo-

tación del proyecto hidroeléctrico en la Región de Aysén,

denominado Proyecto Aysén.

En junio de 2008, entró en operación comercial la minicen-

tral hidroeléctrica de pasada Ojos de Agua, de la filial Endesa

Eco (9 MW). Además, Endesa Chile puso en servicio la ope-

ración con diesel de la unidad N°1 de la central Taltal, lo que

significó 120 MW de capacidad instalada adicional.

septiembre de 1997, se adquirió Centrais Elétricas Cachoeira

Dourada S.A., en Brasil.

El 27 de julio de 1994, las acciones de Endesa Chile comen-

zaron a transarse en la New York Stock Exchange (NYSE) en

la forma de ADR, bajo el nemotécnico EOC.

En diciembre de 2001, las acciones de Endesa Chile se re-

gistraron en la Bolsa de Valores Latinoamericanos de la Bol-

sa de Madrid (Latibex), bajo el nemotécnico XEOC.

En mayo de 1999, Enersis S.A., a través de una Oferta Públi-

ca de Acciones, se constituyó en la controladora de la socie-

dad con 60% de las acciones de Endesa Chile.

El 13 de septiembre de 2004, Endesa Chile firmó la carta

de adhesión al Pacto Mundial de Naciones Unidas (Global

Compact), iniciativa de ámbito internacional, a través de la

cual se comprometió a adoptar diez principios básicos uni-

versales relacionados con el respeto a los derechos huma-

nos, las normas laborales, el medio ambiente y la lucha

contra la corrupción.

El 18 de abril de 2005, Endesa Chile constituyó la subsi-

diaria Endesa Eco S.A., cuyo objetivo es promover y desa-

rrollar proyectos de energía renovables, además de actuar

como depositaria y comercializadora de los certificados

de reducción de emisiones que se obtengan de dichos

proyectos.

En 2005, se constituyó el holding Enel Brasil S.A (ex Endesa

Brasil), el cual surgió mediante el aporte de los activos exis-

tentes en ese país de Endesa Latinoamérica, Endesa Chile,

Enersis y Chilectra. De esta manera, en octubre de dicho

año, Endesa Chile dejó de consolidar a Cachoeira Dourada, y

comenzó a contabilizar a Enel Brasil S.A. como empresa re-

lacionada, y en consecuencia, pasando a ser consolidada por

Enersis.

El 29 de septiembre de 2006, Endesa Chile, ENAP, Metrogas

y GNL Chile firmaron el acuerdo que define la estructura del

Proyecto Gas Natural Licuado (GNL), en el que Endesa Chile

participa con 20% y que forma parte de la estrategia de di-

versificación de suministro de gas natural frente a la falta del

hidrocarburo proveniente de Argentina. El terminal de rega-

sificación de GNL Quintero fue inaugurado el 22 de octubre

de 2009.


construcción de Bocamina II, fuertemente afectada por el

terremoto de febrero de 2010 y que finalmente entró en ope-

raciones en octubre de 2012.

Durante 2013 comenzó el proyecto de optimización de la ca-

dena Salaco en Colombia, el cual, a diciembre 2014, contaba

con el 100% de las unidades operables, que registraron un

total de 145 MW adicionales.

En 2014, Endesa Chile adquirió el control de Gas Atacama por

US$309 millones y alcanza cerca de 1.000 MW de capacidad

en el norte del país. La compañía alcanzó el 98% de la contro-

ladora de Gas Atacama, central termoeléctrica a gas natural

de 781 MW de capacidad instalada en el SING, y del Ga-

soducto Mejillones-Taltal y del Gasoducto Atacama entre Chi-

le y Argentina. En 2014, se inició la construcción de la central

hidroeléctrica Los Cóndores en Chile, la cual contará con ca-

pacidad instalada de aproximadamente 150 MW.

El 2 de abril de 2015, la central Bocamina II obtiene la obten-

ción de la Resolución de Calificación Ambiental (RCA), que

aprueba el proyecto “Optimización Central Termoeléctrica

Bocamina, Segunda Unidad”

El 28 de abril de 2015, el Directorio de Endesa Chile, ha acor-

dado iniciar los estudios de una posible reorganización socie-

taria consistente en la división de Endesa Chile en los nego-

cios de Chile y fuera de Chile, y eventualmente una futura

fusión de estos últimos en un sola sociedad.

En julio de 2015, la central Bocamina II queda disponible para

el despacho económico por parte del Centro de Operación

del CDEC-SIC, después de un periodo de pruebas operacio-

nales iniciadas la primera semana de junio, tras la obtención

de las autorizaciones necesarias. A fin del mismo mes queda

disponible la central Bocamina I, después de una manten-

ción mayor que afectó la disponibilidad de la central desde el

30 de septiembre de 2014.

En 16 de noviembre de 2015, la central El Quimbo de 400

MW en Colombia entra en operación comercial, luego de

cinco años de construcción.

El 18 de diciembre de 2015, la compañía realizó una Junta

Extraordinaria de Accionistas, instancia en la cual se aprobó

la primera fase de la reorganización societaria, la que divide

el negocio de Chile del resto de Latinoamérica.

El terminal de regasificación de GNL Quintero fue inaugura-

do en octubre de 2009 e implicó una inversión de US$1.100

millones, entregando entre 4 y 5 millones de metros cúbicos

de gas natural diariamente. Por otro lado, entró en operación

comercial la central Quintero con 129 MW de capacidad ins-

talada, para luego agregársele una segunda unidad que au-

mentaría a 257 MW su potencia bruta. El parque eólico Ca-

nela II con 60 MW entró en servicio.

En 2010, la central a Gas Natural San Isidro II aumentó su

potencia máxima a a 399 MW. Por otro lado, se anunció la

inversión de US$837 millones en la construcción de la cen-

tral El Quimbo en Colombia. Este mismo año, Fitch Ratings

y S&P mejoraron la clasificación internacional de Endesa

Chile a BBB+, en tanto que Feller Rate elevó la nota de sol-

vencia local a AA.

En 2011, se inició la construcción de la central El Quimbo en

Colombia, la cual abastecería el 8% de la demanda energéti-

ca del mercado de ese país, y se continuó avanzando en la

Dividendos 75

Política de Inversión y Financiamiento


Endesa Chile coordina la estrategia de financiamiento global de sus filiales, incluyendo los términos y condicio-

nes de los desembolsos, y créditos entre compañías de sus filiales, con el fin de optimizar la administración de

deuda y liquidez. Generalmente, las filiales operativas desarrollan sus planes de gastos de capital de manera

independiente, que se financian sobre la base de fondos generados internamente o de financiamiento directo.

Uno de los objetivos es focalizar en inversiones que proveerán beneficios de largo plazo, tales como proyectos

de reducción de pérdidas de energía. Adicionalmente, enfocando en Endesa Chile como un todo y procurando

prestar servicios a través del grupo de compañías, se busca reducir el nivel de inversión necesaria al nivel indi-

vidual de cada filial en áreas como los sistemas de adquisición, telecomunicaciones e informática. Si bien se

ha estudiado la forma de financiar estas inversiones como parte del proceso presupuestario de la compañía, no

ha comprometido ninguna estructura de financiamiento particular. Las inversiones dependerán de las condicio-

nes de mercado al momento en que se necesite obtener el flujo de caja.

El plan de inversiones de Endesa Chile es suficientemente flexible para adaptarse a las cambiantes circunstan-

cias dando distintas prioridades a cada proyecto de acuerdo a la rentabilidad y a los objetivos estratégicos. Las

prioridades de inversión actuales incluyen el desarrollo de proyectos hidroeléctricos y térmicos, medioambien-

talmente responsables en Chile y Colombia, con el objeto de garantizar adecuados niveles de suministro con-

fiable.

Para el período comprendido entre 2016 y 2019, se espera desembolsar $1.412 miles de millones en base

consolidada en las filiales, relacionados con inversiones actualmente en desarrollo, mantenimiento de la actual

capacidad instalada y en los estudios necesarios para desarrollar otros potenciales proyectos de generación.

La tabla que aparece a continuación muestra los gastos de capital esperados para el periodo 2016-2019 y los

incurridos por nuestras filiales en los últimos tres años:

Gastos de Capital (en millones de Ch$) 2016-2019 2015(1) 2014(1) 2013(1)

Chile 786.802 263.905 155.753 85.169

Fuera de Chile 625.671 261.850 265.561 206.848

Total 1.412.473 525.755 421.314 292.017

(1) Las cifras de gastos de capital representan los pagos efectivos para cada año, neto de contribuciones, con excepción de las pro-yecciones futuras.

Inversiones

Política de Inversión y Financiamiento 79

Gastos de Capital en los Años 2015, 2014 y 2013 Las inversiones de capital en los últimos tres años están re-

lacionadas principalmente con (i) el proyecto Optimización

de la central Bocamina II de 350 MW, en Chile, (ii) el proyec-

to El Quimbo, de 400 MW, en Colombia, (iii) el proyecto Los

Cóndores, de 150 MW, en Chile y (iv) el mantenimiento de la

capacidad instalada existente. Bocamina II inició sus opera-

ciones comerciales en octubre de 2012, con 350 MW de

capacidad instalada. La central El Quimbo inició sus opera-

ciones en noviembre de 2016, con 400 MW de capacidad.

En diciembre de 2014, la optimización del proyecto Salaco

se completó, sumando un total de 145 MW al sistema co-

lombiano. Las inversiones de capital acá mencionadas fue-

ron financiadas de la siguiente forma:

> El Quimbo: Emisión de bonos locales e internacionales.

> Optimización Bocamina II: Fondos generados por la

compañía.

> Los Cóndores: Fondos generados por la compañía.

> Salaco: Fondos generados por la compañía.

Proyectos Actualmente en DesarrolloProyecto Los Cóndores: Central Hidroeléctrica con 150

MW de potencia, ubicada en la región de El Maule, cuya

construcción comenzó en 2014.


Actividades FinancierasFinanzas nacionalesEndesa Chile cuenta, al cierre de 2015, con líneas de crédito

comprometidas completamente disponibles por un equiva-

lente a US$286 millones.

Asimismo, Endesa Chile y sus filiales nacionales cuen-

tan con líneas de crédito no comprometidas disponibles

en el mercado nacional por un equivalente a US$159 mi-

llones.

Al cierre de 2015, permanecían sin utilizarse las Líneas de

Efectos de Comercio por un monto máximo total de hasta

US$200 millones. Estas Líneas de Efectos de Comercio fue-

ron inscritas en enero de 2009 en el Registro de Valores de

la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS).

Adicional a los contratos de créditos rotativos y progra-

mas de bonos ya señalados, Endesa Chile con sus filiales

en Chile, terminaron con una caja disponible de US$72

millones.

La deuda financiera de Endesa Chile consolidada alcanzó los

US$3.065 millones. Esta deuda está compuesta, principal-

mente, por deuda bancaria, bonos locales e internacionales.

Cabe señalar que la caja consolidada de Endesa Chile regis-

tró un saldo de US$211 millones, con lo cual la deuda neta

consolidada alcanzó US$2.853 millones, a diciembre de

2015.

Durante 2015, se produjo el vencimiento de un yankee bond

por un importe de US$200 millones.


Finanzas InternacionalesEl año 2015 para Latinoamérica estuvo marcado por la decli-

nación en la demanda por commodities, explicado en parte

por el menor dinamismo de la economía de China. Asimis-

mo, durante el año se evidenció una sobreoferta de petróleo

en los mercados internacionales. En este contexto, el cobre

y el petróleo sufrieron importantes retrocesos durante el

ejercicio, registrando caídas del 26,1% y 35,0% respectiva-

mente. Esta caída ha traído como impacto directo la devalua-

ción relativa del Sol Peruano, Real Brasileño, Peso Chileno y

Peso Colombiano en relación al dólar norteamericano.

La situación política, económica y social en algunos países de

la región se vio deteriorada, impactando las condiciones finan-

cieras locales. Tal es el caso de Brasil - país donde Endesa

Chile tiene una significativa participación a través de Enel Bra-

sil - el cual durante el ejercicio 2015 evidenció una crisis insti-

tucional y política, acompañada de una recesión económica,

que trajo como resultado la baja en la clasificación de riesgo

soberana del país por dos de las más importantes clasificado-

ras de riesgo, bajo el nivel de grado de inversión.

Las economías desarrolladas, y sobre todo Estados Unidos,

demostraron en 2015 una creciente recuperación posterior a

la crisis financiera de fines de la década pasada. Es por esto

que la FED anunció hacia mediados de diciembre de 2015 la

primera alza de tasas en una década en 25 puntos base, para

quedar en un rango entre 0,25% y 0,50%. Lo anterior, ha

venido a apoyar la fortaleza del dólar frente a otras monedas

emergentes.

Los mercados financieros se mantuvieron abiertos en los

países donde Endesa Chile tiene presencia, lo que permitió

a sus filiales extranjeras levantar los recursos necesarios

para financiar sus proyectos e inversiones y continuar con el

refinanciamiento de su deuda a mayor plazo, cumpliendo

con una política que permite tener los riesgos financieros

controlados.


cubrir flujos provenientes de las filiales extranjeras en distin-

tas monedas.

Asimismo, se realizaron coberturas de monedas para pro-

yectos de inversión en Chile.

Tipo de interésLa política de Endesa Chile consiste en mantener niveles de

deuda fija y protegida sobre la deuda neta total, dentro de

una banda de más menos 10% con respecto a la razón esta-

blecida en el presupuesto anual. En caso de presentarse al-

guna desviación con respecto al presupuesto, se realizan

operaciones de cobertura en función de las condiciones del

mercado. Al cierre de diciembre, el nivel consolidado de

deuda fija más protegida sobre la deuda neta total fue de

68%.

Clasificación de Riesgo Los actuales ratings de Endesa Chile se sustentan en el di-

versificado portafolio de activos, la fortaleza de los indicado-

res financieros, el perfil de vencimientos adecuados y am-

plia liquidez. La diversificación geográfica de la compañía en

Sudamérica permite una cobertura natural frente a las distin-

tas regulaciones y condiciones climáticas. Las filiales de

Endesa Chile tienen además una posición de liderazgo en

los distintos mercados donde operan.

El 16 de junio de 2015, Fitch Rating ratificó la clasificación en

moneda local y extranjera de Endesa Chile en “BBB+”, así

como también su clasificación de largo plazo en escala na-

cional en ‘AA(cl)’, además de las perspectivas estables.

Posteriormente, el 13 de noviembre de 2015, Standard &

Poor’s confirmó la clasificación internacional para Endesa

Chile en “BBB+” con perspectivas estables.

Por su parte, el 15 de diciembre de 2015, Feller Rate confir-

mó en “AA” la calificación local vigente para los programas

de bonos, acciones y efectos de comercio, ratificando las

perspectivas estables.

Finalmente, el 31 de diciembre de 2015, Moody’s ratificó la

clasificación corporativa en Baa2 para Endesa Chile con

perspectivas estables.

Principales Operaciones Financieras ConcretadasArgentina

Durante 2015 se refinanciaron pasivos en Chocón y Costa-

nera, por un total de US$3,9 millones.

Colombia

Emgesa realizó numerosas actividades de financiación du-

rante 2015, explicadas por el proyecto El Quimbo y necesida-

des de capital de trabajo. Entre ellas, se cuentan varios cré-

ditos bancarios de corto plazo, que en algunos casos fueron

refinanciados al mediano plazo, con un saldo al final del año

de US$188 millones. Además, se realizó una refinanciación

de deuda con la banca local por un monto total de US$127

millones.

Perú

Edegel prepagó US$32,5 millones de un préstamo banca-

rio y refinanció el saldo por US$21 millones a través de un

préstamo bancario. Además, renovó líneas comprometi-

das con la banca local, por un equivalente a US$29 millo-

nes.

Chinango refinanció un préstamo bancario por US$28 millo-

nes con vencimiento en febrero 2018.

Política de cobertura

Tipo de cambioLa política de cobertura de tipo de cambio de Endesa Chile

es en base a flujos de caja y tiene como objetivo mantener

un equilibrio entre los flujos indexados a moneda extranjera

(US$), y los niveles de activos y pasivos en dicha moneda. El

objetivo es minimizar la exposición de los flujos al riesgo de

variaciones en tipo de cambio. Como parte de esta política,

Endesa Chile contrató forwards por US$190 millones para


cobertura contra actos terroristas con límite indemnizable

por €150 millones por evento y agregado anual.

> Seguro de responsabilidad civil extra-contractual hasta la

suma de €500 millones anuales, como cobertura a daños

que la actividad de la empresa genere a terceros y frente

a los cuales tenga obligación de indemnizar.

Las empresas de Generación del Grupo cuentan también

con seguros de transporte marítimo, aéreo y terrestre para

el traslado de maquinarias, equipos e insumos, seguros de

vida y accidentes personales para el personal en viaje y los

que la legislación vigente obliga mantener.

Seguros de obrasLos proyectos de Generación del Grupo mantienen vigente

seguros de construcción y retraso de puesta en marcha en

todas las obras desarrolladas. Dichos seguros son contrata-

dos luego de un proceso de licitación privada a la que son

invitados los principales aseguradores.

El programa de seguros establecido para todos los proyec-

tos contempla seguros de todo riesgo para la construcción y

montaje, transporte, responsabilidad civil y retraso de pues-

ta en marcha, con límites y deducibles de acuerdo a la políti-

ca de riesgos de la compañía.

SegurosOperacionalesTodas las empresas de Generación del Grupo están adscritas a

un Programa Mundial de cobertura de riesgos, tanto en Daños

Materiales, Terrorismo, Interrupción de negocios y Responsabi-

lidad Civil liderado por Enel. El proceso de renovación de los

contratos de seguros se efectuó a través de una licitación inter-

nacional donde se invitó a los principales aseguradores líderes

a nivel mundial. Los contratos fueron renovados el 1 de

noviembre de 2015 hasta el 31 de octubre de 2016.

Las características de los seguros vigentes para todas las filia-

les de Generación en Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú

son:

> Seguro de Todo Riesgo Bienes Físicos e Interrupción de

Negocios, con un límite indemnizable de €1.000 millones

por siniestro (Excepto terremoto e inundación con un lími-

te indemnizable de €700 millones por siniestro). Esta me-

dida, con el fin de brindar una mayor protección a las cen-

trales de generación y las principales subestaciones de

transformación contra riesgos de terremoto, avalanchas,

incendio, explosiones, inundaciones, avería de maquina-

rias y fallas operacionales. Además, esta póliza contiene la

Factores de Riesgo


Factores de RiesgosLas empresas del Grupo están expuestas a determinados riesgos que gestiona mediante la aplicación de sis-

temas de identificación, medición, limitación de concentración y supervisión.

Entre los principios básicos definidos por el Grupo en el establecimiento de su política de gestión de los riesgos

destacan los siguientes:

> Cumplir con las normas de buen gobierno corporativo.

> Cumplir estrictamente con todo el sistema normativo del Grupo.

> Cada negocio y área corporativa define:

– Los mercados en los que puede operar en función de los conocimientos y capacidades suficientes para

asegurar una gestión eficaz del riesgo.

– Criterios sobre contrapartes.

– Operadores autorizados.

> Los negocios y áreas corporativas establecen para cada mercado en el que operan su predisposición al

riesgo de forma coherente con la estrategia definida.

> Todas las operaciones de los negocios y áreas corporativas se realizan dentro de los límites aprobados en

cada caso.

> Los negocios, áreas corporativas, líneas de negocio y empresas establecen los controles de gestión de

riesgos necesarios para asegurar que las transacciones en los mercados se realizan de acuerdo con las po-

líticas, normas y procedimientos de Endesa Chile.

Riesgo de Tasa de InterésLas variaciones de las tasas de interés modifican el valor razonable de aquellos activos y pasivos que devengan una

tasa de interés fija, así como los flujos futuros de los activos y pasivos referenciados a una tasa de interés variable.

El objetivo de la gestión del riesgo de tasas de interés es alcanzar un equilibrio en la estructura de la deuda, que

permita minimizar el costo de la deuda con una volatilidad reducida en el estado de resultados.

Cumpliendo la política actual de cobertura de tasa de interés, el porcentaje de deuda fija y/o protegida por so-

bre la deuda neta total, se situó en 96% al 31 de diciembre de 2015.

Dependiendo de las estimaciones del Grupo y de los objetivos de la estructura de deuda, se realizan operaciones

de cobertura mediante la contratación de derivados que mitiguen estos riesgos. Los instrumentos utilizados ac-

tualmente para dar cumplimiento a la política, corresponden a swaps de tasa que fijan desde tasa variable a fija.

La estructura de deuda financiera del Grupo Endesa Chile según tasa de interés fija y/o más protegida y variable

sobre deuda neta total, después de derivados contratados, es la siguiente:

Posición neta dic-14% dic-15%

Tasa de interés fijo 96% 96%

Tasa de interés variable 4% 4%

Total 100% 100%

Factores de Riesgo 87

Riesgo de “Commodities”

Endesa Chile se encuentra expuesto al riesgo de la variación

del precio de algunos “commodities”, fundamentalmente a

través de:

> Compras de combustibles en el proceso de generación

de energía eléctrica.

> Operaciones de compra-venta de energía que se realizan

en mercados locales.

Con el objeto de reducir el riesgo en situaciones de extrema

sequía, Endesa Chile ha diseñado una política comercial, de-

finiendo niveles de compromisos de venta acordes con la

capacidad de sus centrales generadoras en un año seco, e

incluyendo cláusulas de mitigación del riesgo en algunos

contratos con clientes libres, y en el caso de los clientes re-

gulados sometidos a procesos de licitación de largo plazo,

determinando polinomios de indexación que permitan redu-

cir la exposición a commodities.

En consideración a las condiciones operativas que enfrenta

el mercado de la generación eléctrica en Chile, sequía y vo-

latilidad del precio de los commodities en los mercados in-

ternacionales, la compañía está permanentemente verifican-

do la conveniencia de tomar coberturas para aminorar los

impactos de estas variaciones de precios en los resultados.

Al 31 de diciembre de 2015 se registraron operaciones swap

vigentes por 133 mil barriles de petróleo Brent. Al 31 de diciem-

bre de 2014, habían operaciones swap vigentes por 266 mil

barriles de petróleo Brent para enero 2015 y 350 mil MMBTU

de gas Henry Hub para febrero 2015.

De acuerdo a las condiciones operativas que se actualizan

permanentemente, éstas coberturas pueden ser modifica-

das, o incluir otros commodities.

Riesgo de Tipo de Cambio

Los riesgos de tipos de cambio se corresponden, fundamen-

talmente, con las siguientes transacciones:

> Deuda contratada por sociedades del Grupo denominada

en moneda diferente a la cual están indexados sus flujos.

> Pagos a realizar por adquisición de materiales asociados a

proyectos en moneda diferente a la cual están indexados

sus flujos.

> Ingresos en sociedades del Grupo que están directamen-

te vinculados a la evolución de monedas distintas a la de

sus flujos.

Con el objetivo de mitigar el riesgo de tipo de cambio, la

política de cobertura de tipo de cambio de Endesa Chile es

en base a flujos de caja y contempla mantener un equilibrio

entre los flujos indexados a US$ y los niveles de activos y

pasivos en dicha moneda. El objetivo es minimizar la exposi-

ción de los flujos al riesgo de variaciones en tipo de cambio.

Los instrumentos utilizados actualmente para dar cumpli-

miento a la política corresponden a swaps de moneda y

forwards de tipo de cambio. Igualmente, la política busca

refinanciar deuda en la moneda funcional de cada compañía.


Riesgo de CréditoEndesa Chile realiza un seguimiento detallado del riesgo de

crédito.

Cuentas por Cobrar ComercialesEn lo referente al riesgo de crédito correspondiente a las

cuentas a cobrar provenientes de la actividad comercial,

este riesgo es históricamente muy limitado dado que el cor-

to plazo de cobro a los clientes hace que no acumulen indi-

vidualmente montos muy significativos.

Frente a falta de pago es posible proceder al corte del sumi-

nistro, y en casi todos los contratos se establece como cau-

sal de término de contrato el incumplimiento de pago. Para

este fin se monitorea constantemente el riesgo de crédito y

se miden los montos máximos expuestos a riesgo de pago

que, como está dicho, son limitados.

Activos de Carácter FinancieroLas inversiones de excedentes de caja se efectúan en enti-

dades financieras nacionales y extranjeras de primera línea

(con calificación de riesgo equivalente a grado de inversión,

en la medida de lo posible) con límites establecidos para

cada entidad.

Las colocaciones pueden ser respaldadas con bonos del te-

soro de Chile y/o papeles emitidos por bancos de primera

línea, privilegiando estos últimos por ofrecer mayores retor-

nos (siempre enmarcado en las políticas de colocaciones vi-

gentes).

La contratación de derivados se realiza con entidades de ele-

vada solvencia nacionales y extranjeras, de manera que to-

das las operaciones se contratan con entidades de clasifica-

ción de riesgo equivalente a grado de inversión.

Riesgo de LiquidezEl Grupo mantiene una política de liquidez consistente en la

contratación de facilidades crediticias a largo plazo compro-

metidas e inversiones financieras temporales, por montos

suficientes para soportar las necesidades proyectadas para

un período que está en función de la situación y expectativas

de los mercados de deuda y de capitales.

Las necesidades proyectadas antes mencionadas, incluyen

vencimientos de deuda financiera neta, es decir, después de

derivados financieros. Para mayor detalle respecto a las ca-

racterísticas y condiciones de las deudas financieras y deri-

vados financieros ver notas 18, 20 y anexo N° 6, respectiva-

mente.

Al 31 de diciembre de 2015, el Grupo Endesa Chile presenta

una liquidez de M$ 37.425.233 en efectivo y otros medios

equivalentes y M$ 142.032.000 en líneas de crédito de largo

plazo disponibles de forma incondicional. Al 31 de diciembre

de 2014, el Grupo Endesa Chile tenía una liquidez de M$

336.628.803 en efectivo y otros medios equivalentes y M$

179.926.296 en líneas de crédito de largo plazo disponibles

de forma incondicional.


Otros RiesgosComo es práctica habitual en créditos bancarios y en opera-

ciones de mercados de capital, una porción del endeuda-

miento financiero de Endesa Chile está sujeta a disposicio-

nes de incumplimiento cruzado.

El no pago – después de cualquier periodo de gracia aplica-

ble – de deudas de Endesa Chile, cuyo capital insoluto indi-

vidual excede el equivalente de US$ 50 millones y cuyo

monto en mora también excede el equivalente de US$ 50

millones, podría dar lugar al pago anticipado de la línea de

crédito internacional (a esta fecha no desembolsada). Ade-

más, esta línea contiene disposiciones según las cuales cier-

tos eventos distintos del no pago, en la compañía, tales

como quiebra, insolvencia, sentencias judiciales ejecutoria-

das adversas por un monto superior a US$ 100 millones, y

expropiación de activos, entre otros, podría ocasionar la de-

claración de aceleración de este crédito.

Por otro lado, el no pago – después de cualquier periodo de

gracia aplicable – de cualquier deuda de Endesa Chile o de

cualquiera de sus filiales chilenas, con un monto de capital

que exceda los US$ 30 millones podría dar lugar al pago an-

ticipado obligatorio de los bonos Yankee. Mientras que para

el caso específico del Yankee emitido en abril 2014, con ven-

cimiento en el 2024, el umbral es de US$ 50 millones.

Por último, en el caso de los bonos locales y las líneas de

crédito de Endesa Chile, el pago anticipado de esta deuda,

se desencadena sólo por incumplimiento del Deudor. Esta

línea se cerró anticipadamente el 18 de enero de 2016, y

desde su suscripción, no fue desembolsada. Se está nego-

ciando la contratación de la nueva línea de crédito y se espe-

ra suscribirla durante febrero 2016 bajo similares condicio-

nes contractuales que las anteriores considerando la nueva

estructura societaria.

No hay cláusulas en los convenios de crédito por las cuales

cambios en la clasificación corporativa o de la deuda de es-

tas compañías por las agencias clasificadoras de riesgo pro-

duzcan la obligación de hacer prepagos de deuda.

Los factores de riesgos asimismo pueden extenderse a

los siguientes ámbitos:

Una crisis financiera, u otra crisis, en cualquiera región a

lo ancho del mundo pueden tener un impacto significati-

Medición del Riesgo

Endesa Chile elabora una medición del Valor en Riesgo de

sus posiciones de deuda y de derivados financieros, con el

objetivo de monitorear el riesgo asumido por la compañía,

acotando así la volatilidad del estado de resultados.

La cartera de posiciones incluidas a efectos de los cálculos

del presente Valor en Riesgo se compone de:

> Deuda financiera.

> Derivados de cobertura para Deuda.

El Valor en Riesgo calculado representa la posible variación

de valor de la cartera de posiciones descrita anteriormente

en el plazo de un día con 95% de confianza. Para ello se ha

realizado el estudio de la volatilidad de las variables de riesgo

que afectan al valor de la cartera de posiciones, incluyendo:

> Tasa de interés Libor del dólar estadounidense.

> Las distintas monedas en las que operan nuestras com-

pañías, los índices locales habituales de la práctica ban-

caria.

> Los tipos de cambio de las distintas monedas implicadas

en el cálculo.

El cálculo del Valor en Riesgo se basa en la extrapolación de

escenarios futuros (a un trimestre) de los valores de merca-

do de las variables de riesgo en función de escenarios basa-

dos en observaciones reales para un mismo período (trimes-

tre) durante cinco años.

El Valor en Riesgo a un trimestre con un 95% de confianza

se calcula como el percentil del 5% más adverso de las po-

sibles variaciones trimestrales.

Teniendo en cuenta las hipótesis anteriormente descritas, el

Valor en Riesgo a un trimestre, de las posiciones anterior-

mente comentadas corresponde a M$ 95.917.431.

Estos valores representan el potencial incremento de la car-

tera de deuda y derivados, por lo tanto estos valores en ries-

go están intrínsecamente relacionados, entre otros factores,

al valor de la cartera al final de cada trimestre.


adverso en la capacidad para obtener nuevos financiamien-

tos bancarios en los términos y condiciones históricos. Esto

podría disminuir la capacidad para acceder a los mercados de

capital en los países en que Endesa Chile posee activos, así

como a los mercados internacionales de capital por otras

fuentes de liquidez, o aumentar las tasas de interés disponi-

bles para la Empresa. La liquidez reducida, a su vez, puede

afectar los gastos de capital, la inversiones de largo plazo y

adquisiciones, las perspectivas de desarrollo y la política de

dividendos.

Es probable que las fluctuaciones económicas en Suda-

mérica afecten las operaciones de la compañía y su con-

dición financiera así como el valor de sus títulos.

Todas las operaciones de Endesa Chile se ubican en Suda-

mérica. Por consiguiente, los ingresos consolidados son

sensibles al desempeño de las economías sudamericanas

en su totalidad. Si las tendencias económicas locales, re-

gionales o mundiales afectan de manera adversa la econo-

mía de cualquiera de los cinco países en los cuales la com-

pañía tiene inversiones u operaciones, su condición

financiera y los resultados operacionales pudieran verse

adversamente afectados. Además, la compañía tiene inver-

siones en países de economía volátil, tales como Argenti-

na, la cual era considerada muy volátil hasta el reciente

cambio de gobierno. La generación de caja insuficiente de

vo en los países en los que opera Endesa Chile y, conse-

cuentemente, afectar adversamente las operaciones así

como la liquidez

Los países en los que Endesa Chile opera, son vulnerables a

los impactos externos, incluyendo eventos financieros y po-

líticos, los cuales pueden causar dificultades económicas

significativas y afectar su crecimiento. Si cualquiera de estas

economías experimenta un crecimiento económico menor

que lo esperado o una recesión, es probable que nuestros

clientes demanden menos electricidad. Más aún, algunos

de nuestros clientes pueden experimentar dificultades para

pagar sus cuentas de electricidad, posiblemente incremen-

tando las cuentas incobrables. Cualquiera de estas situacio-

nes podría afectar de manera adversa nuestros resultados

operacionales y condición financiera.

Crisis financieras y políticas en otras partes del mundo po-

drían afectar de manera adversa al negocio. Por ejemplo, la

inestabilidad del Medio Oriente podría tener como resultado

mayores precios de los combustibles en el mundo entero, lo

que a su vez podría incrementar los costos de combustible

para las plantas de generación térmica y afectar de manera

adversa los resultados operacionales y la condición financiera.

Adicionalmente, una crisis internacional financiera y su efec-

to negativo en la industria financiera puede tener un impacto


las economías volátiles, ha significado, en algunos casos,

la incapacidad para cumplir con las obligaciones y la nece-

sidad de pedir dispensas respecto del cumplimiento de

condiciones financieras restrictivas. Además, la empresa

tiene participación en Enel Brasil, el cual consolida todas

las operaciones en Brasil, incluyendo distribución, genera-

ción y activos de transmisión. En ese sentido, Endesa Chile

está expuesta a la reciente volatilidad del mercado local en

dicho país, lo cual ha afectado la condición financiera de

sus asociados.

La mayor parte de los resultados operacionales son gene-

rados en Chile, Colombia y Perú, y el 95% de nuestros

ingresos operacionales provienen de las operaciones en

dichos países. Como resultado de lo anterior y conside-

rando que el negocio de la electricidad está fuertemente

ligado a las fluctuaciones del PIB, las condiciones finan-

cieras y resultados operacionales son fundamentalmente

dependientes del desempeño de las economías peruana,

colombiana y chilena.

Durante el 2015, la economía chilena se vio afectada por

la incertidumbre económica proveniente de la contracción

global en el mercado de materias primas, tales como el

cobre, lo cual afectó la evolución del tipo del cambio, au-

mentando la tendencia depreciativa en vigor desde el año

2012, así como las diversas reformas que siguen en discu-

sión por las autoridades chilenas (tributaria, laboral, edu-

cacional, entre otras) y la posibilidad de una reforma a la

constitución chilena.

Futuros eventos adversos en estas economías pueden di-

ficultar la capacidad de Endesa Chile de llevar a cabo pla-

nes estratégicos, lo que podría afectar de manera adversa

los resultados operacionales y condición financiera.

Adicionalmente, los mercados financieros y de valores en

Sudamérica están influenciados en diferentes grados por

las condiciones económicas y los mercados de otros paí-

ses. Los mercados financieros y de valores en Chile, Co-

lombia y Perú pueden verse adversamente afectados por

eventos en otros países, los que pueden afectar el valor

de los títulos.

Ciertas economías sudamericanas se han caracteriza-

do históricamente por las frecuentes y, ocasionalmen-

te, drásticas medidas intervencionistas de las autori-

dades estatales, incluyendo las expropiaciones, lo que

puede afectar de manera adversa el negocio y resulta-

dos financieros.

Las autoridades gubernamentales han modificado las po-

líticas monetarias, crediticias, tarifarias, tributarias y otras,

con el objeto de influir en el rumbo de las economías de la

región. En menor medida, el gobierno de Chile ha ejercido

y sigue ejerciendo una importante influencia en muchos

aspectos del sector privado, lo cual puede resultar en

cambios en la política económica u otras políticas. Por

ejemplo, en septiembre de 2014 el gobierno chileno apro-

bó un aumento progresivo del impuesto sobre la renta

corporativa, lo cual puede tener un efecto negativo adicio-

nal sobre los accionistas extranjeros o titulares de ADS.

Además, el 8 de Febrero de 2016, fue promulgada la ley

20.889, la cual incluye ajustes a esta reforma tributaria.

Estas actuaciones gubernamentales, en estos países

Sudamericanos han significado la aplicación de controles

salariales, tarifarios y de precios y otras medidas interven-

cionistas, tales como expropiaciones o nacionalizaciones.

Por ejemplo, Argentina congeló las cuentas bancarias e

impuso restricciones a los capitales en 2001, nacionalizó

el sistema privado de fondos de pensiones en 2008, usó

las reservas de la Tesorería Argentina en el Banco Central

para amortizar deuda con vencimiento en 2010 y expropió

el 51 % de Repsol en YPF en 2012 e impuso control sobre

el tipo de cambio, que limitó el acceso argentino a divisas

extranjeras. En 2010, Colombia impuso un impuesto al pa-

trimonio para financiar la reconstrucción para reparar los

daños producidos por una grave inundación, lo que tuvo

como resultado un devengamiento que debió ser contabi-

lizado en enero de 2011, por los impuestos a ser pagade-

ros en el periodo 2011 – 2014.

Los cambios realizados en las políticas de estas autoridades

gubernamentales y monetarias con respecto a las tarifas,

los controles cambiarios, las regulaciones y la tributación,

podría reducir la rentabilidad de la compañía. La inflación,

devaluación, inestabilidad social y otros eventos políticos,

económicos o diplomáticos, incluyendo la respuesta de los

gobiernos de la región a estas circunstancias, podría tam-

bién reducir la rentabilidad. Cualquiera de estos escenarios

podría afectar de manera adversa los resultados operaciona-

les y la condición financiera.

El negocio eléctrico está expuesto a riesgos que surgen

de desastres naturales, accidentes catastróficos y actos


también está sujeta al cumplimiento de obligaciones de

la deuda, todo lo cual podría afectar adversamente su

liquidez

Al 31 de diciembre de 2015, la deuda financiera de Endesa

Chile totalizó $2.177 mil millones.

La deuda financiera tenía el siguiente calendario de venci-

mientos:

> $374mil millones en 2016;

> $208 mil millones en el periodo 2017 – 2018;

> $287 mil millones en el periodo 2019 – 2020; y

> $1.307 mil millones más adelante.

Abajo se encuentra un desglose por país de la deuda finan-

ciera que vence en 2016:

> $185 mil millones para Chile;

> $110 mil millones para Colombia;

> $26 mil millones para Argentina;

> $53 mil millones para Perú.

Algunos de los contratos de deuda están sujetos a (1) cum-

plimiento de ratios financieros, (2) obligaciones de hacer y

de no hacer, (3) eventos de incumplimiento, (4) eventos de

prepago obligatorio por incumplimiento de condiciones

contractuales y (5) ciertas cláusulas de cambio de control y

por fusiones o desinversiones significativas, entre otras

disposiciones.

Algunos de los acuerdos de deuda extranjera limitan o pro-

híben transacciones que resulten en un cambio de control

en la sociedad, definidas contractualmente caso a caso, o

que necesite un mínimo de quórum de los prestamistas.

Por lo tanto, en algunos casos se podría necesitar obtener

el consentimiento o waivers, según sea el caso.

Una porción significativa del endeudamiento financiero de

la compañía está sujeta a condiciones de incumplimiento

cruzado, con distintas definiciones, criterios, umbrales de

materialidad, y aplicabilidad en términos de las filiales que

pueden dar origen a un incumplimiento cruzado.

En el caso que Endesa Chile o sus filiales incumplan en al-

guna de estas disposiciones significativas, sus acreedores

y tenedores de bonos pueden exigir el pago inmediato, y

alguna porción de la deuda podría llegar a ser vencida y

exigible. Por ejemplo, el 31 de diciembre de 2014, la filial

de terrorismo que podrían afectar de manera adversa las

operaciones, utilidades y flujo de caja.

Las instalaciones principales incluyen plantas generadoras,

activos de transmisión y distribución, gasoductos, termina-

les y plantas re gasificadoras de GNL, naves contratadas

para transportar y almacenar GNL. Las instalaciones pueden

sufrir daños por terremotos, inundaciones, incendios y otros

desastres catastróficos causados por la naturaleza o acci-

dentes humanos, como también actos de terrorismo. Un

evento catastrófico podría ocasionar interrupciones en nues-

tro negocio, reducciones significativas de nuestros ingresos

debido a una menor demanda o costos adicionales significa-

tivos no cubiertos por las cláusulas de los seguros por inte-

rrupciones del negocio. Puede haber retrasos entre la ocu-

rrencia de un accidente significativo o un evento catastrófico

y el reembolso definitivo de las pólizas de seguro, que nor-

malmente contemplan un deducible y están sujetos a mon-

tos máximos por siniestro.

Como un ejemplo, el 6 de mayo de 2013, un álabe de la tur-

bina a gas n°7 de la central Santa Rosa de Edegel se rompió

y produjo un daño catastrófico en la unidad como conse-

cuencia de la combustión del aceite lubricante. La turbina

dañada fue calificada como pérdida total y su costo de repo-

sición superó los US$60 milliones en daños materiales y pér-

dida de beneficios. A pesar de que los costos fueron absor-

bidos por los seguros contratados por Edegel, la unidad

estuvo fuera de servicio por 19 meses, con sus operaciones

retrasadas hasta el 5 de diciembre de 2014. Accidentes

como ese pueden afectar las operaciones, ganancias y flujos

de efectivo.

Por otro lado, el 27 de febrero de 2010, Chile sufrió un terre-

moto mayor, con una magnitud de 8,8 en la escala de Ri-

chter, en la Región del Biobío, seguido de un tsunami muy

destructivo. Las plantas generadoras Bocamina y Bocamina

II, que están ubicadas cerca del epicentro, experimentaron

daños significativos como consecuencia del terremoto. Ade-

más, recientemente, el 16 de septiembre de 2015, Chile su-

frió un terremoto, con una magnitud de 8,3 en la escala de

Richter, en la Región de Coquimbo, seguido por un tsunami,

lo cual no generó daños significativos a alguna de las instala-

ciones de Endesa Chile.

Endesa Chile está sujeta a riesgos de financiamiento, ta-

les como aquellos asociados con el financiamiento de

nuevos proyectos y gastos de capital y riesgos relacio-

nados con el refinanciamiento de la deuda por vencer;


argentina El Chocón no cumplió con una prueba de ratio de

cobertura de gastos financieros (Ebitda /gastos financieros)

que tenía como requerimiento en un contrato de préstamo

con el Standard Bank, Deutsche Bank e Itaú que vencerá

en febrero de 2016. El Chocón ya ha experimentado dificul-

tades para cumplir con este requisito varias veces en el

pasado y ha obtenido exenciones del cumplimiento de sus

prestamistas. Si los prestamistas deciden declarar un

evento por default y acelerar el préstamo, el principal y los

intereses serían inmediatamente vencidos y pagadero de

este préstamo. Debido a una aceleración cruzada de otros

préstamos de El Chocón, una deuda adicional también se

aceleraría y El Chocón se declararía en bancarrota.

Es posible que Endesa Chile no tenga la capacidad de refi-

nanciar su endeudamiento o de obtener dicho refinancia-

miento en términos que no sean aceptables. En la ausencia

de dicho refinanciamiento, la compañía podría verse obliga-

da a enajenar activos con el fin de realizar esos pagos deven-

gados de su endeudamiento bajo circunstancias que podrían

ser desfavorables para la obtención del mejor precio para

dichos activos. Más aun, es posible que no se pudiese ven-

der los activos lo suficientemente rápido o por montos sufi-

cientemente altos como para permitir a la empresa realizar

dichos pagos.

Asimismo, podría no tenerse la capacidad de obtener los

fondos requeridos para completar los proyectos en desarro-

llo o en construcción. Las condiciones de mercado existen-

tes en el momento de requerir esos fondos u otros sobre-

costos no previstos pueden comprometer su capacidad para

financiar estos proyectos e inversiones.

A la fecha del presente informe, Argentina continúa siendo

el país con el más alto riesgo de refinanciamiento. Sin em-

bargo, los recientes cambios en el gobierno argentino podría

implicar acciones positivas en la administración económica

que podría disminuir la perspectiva de riesgo en el país.

Al 31 de diciembre de 2015, la deuda financiera con terceros

de las filiales argentinas alcanzó los $69 mil millones. En la

medida que los temas fundamentales que se refieren al sec-

tor eléctrico local se mantienen sin solución, Endesa Chile

renovará la deuda argentina, pendiente de pago, en la medi-

da que se tenga la habilidad para hacerlo. Si los acreedores

de la compañía no estuviesen dispuestos a renovar la deuda

al vencimiento y no existiera la posibilidad de refinanciar

esas obligaciones, se podría caer en incumplimiento en esa

deuda.

La incapacidad para financiar nuevos proyectos o gastos de

capital o refinanciar la deuda existente podría afectar de ma-

nera adversa los resultados operacionales y condición finan-

ciera.

Es posible que la compañía no sea capaz de efectuar in-

versiones, alianzas o adquisiciones apropiadas

De manera continua la compañía verifica las perspectivas de

adquisiciones que puedan aumentar su cobertura de merca-

do o complementar los negocios existentes, aunque no se

puede asegurar que será capaz de identificar y concretar

transacciones de adquisiciones apropiadas en el futuro. La

adquisición e integración de empresas independientes que

no controla es, generalmente, un proceso complejo, costo-

so, que consume tiempo, y que requiere de importantes

esfuerzos y gastos. Si se lleva a cabo una adquisición, podría

resultar en que se incurra en deuda importante y asumir obli-

gaciones desconocidas, la potencial pérdida de empleados

clave, gastos de amortización relacionados con activos tan-

gibles y la distracción de la administración de otras preocu-

paciones del negocio. Adicionalmente, cualquier retraso o

dificultades encontradas en relación con la adquisición y la

integración de operaciones múltiples, podría tener un efecto

adverso en el negocio, condición financiera o resultado de

las operaciones. Como ejemplo, el 22 de abril de 2014,

Endesa Chile adquirió el 50% adicional de la participación en

GasAtacama Holding, lo cual implica combinar totalmente

GasAtacama Holding y GasAtacama en nuestros estados fi-

nancieros e incorporar esas compañías a las operaciones

regulares de la empresa.

Puesto que el negocio de generación depende en gran

medida de las condiciones hidrológicas, las condiciones

de sequía pueden perjudicar la rentabilidad

Aproximadamente el 58% de la capacidad instalada de ge-

neración consolidada en 2015 fue hidroeléctrica. Por lo tan-

to, condiciones hidrológicas extremas pueden afectar el ne-

gocio y pueden causar un efecto adverso sobre los resultados

y condición financiera. En los últimos años, la hidrología re-

gional se ha visto afectada por dos fenómenos climáticos –

“El Niño” y “La Niña” – que influencian la regularidad de la

lluvia y pueden llevar a sequías.

Por ejemplo, el fenómeno de El niño ha afectado las condi-

ciones hidrológicas de Colombia desde Mayo del 2015, au-

mentando el déficit de agua caída y las altas temperaturas, y

como consecuencia, aumentando los precios. De acuerdo a


los costos operacionales y también se requiere seguir

negociando con las comunidades locales.

> Las plantas térmicas que utilizan gas generan emisiones

de gases, tales como dióxido de azufre (SO2) y óxido de

nitrógeno (NO). Por lo tanto, un mayor uso de plantas tér-

micas, durante periodos de sequía aumenta el riesgo de

producir un mayor nivel de contaminantes.

Además, de acuerdo a ciertos modelos de predicción del

tiempo, esta sequía que está afectando a la región donde

está localizadas la mayoría de las plantas hidroeléctricas po-

dría seguir en el futro. Una sequía prolongada podría exacer-

bar los riesgos descritos anteriormente y tener mayores

efectos adversos sobre el negocio, resultados operacionales

y la condición financiera.

Las normas gubernamentales pueden afectar adversa-

mente el negocio.

Endesa Chile está sujeta a extensas regulaciones de tarifas

que se aplican a los clientes de la compañía y a otros aspec-

tos del negocio, y estas regulaciones pueden tener un im-

pacto adverso en la rentabilidad. Por ejemplo, el Gobierno

chileno puede imponer un racionamiento eléctrico durante

condiciones de sequía o durante fallas prolongadas en las

centrales. Durante el racionamiento, si la compañía no pue-

de generar la electricidad suficiente para cumplir con sus

obligaciones contractuales, posiblemente se vería obligada a

comprar electricidad en el mercado al precio spot, puesto

que incluso una sequía severa no la libera de sus obligacio-

nes contractuales como un evento de fuerza mayor. El pre-

cio spot puede ser significativamente mayor que los costos

de generación eléctrica y puede alcanzar el nivel del “costo

de falla” que fija la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Este “costo de falla” que se actualiza cada seis meses por la

CNE, es la cuantificación del precio que pagarían los usua-

rios finales por un MWh adicional bajo condiciones de racio-

namiento. Si la compañía no tiene la capacidad de comprar

la electricidad suficiente en el mercado spot para satisfacer

sus obligaciones contractuales, tendría que compensar a

sus clientes regulados por la electricidad que no pudo sumi-

nistrar al precio racionado. Periodos de racionamiento pue-

den presentarse en el futuro y consecuentemente, sus filia-

les generadoras pueden verse obligadas a pagar penalidades

regulatorias si esas filiales fallan en la provisión del adecua-

do servicio de acuerdo a sus obligaciones contractuales. Po-

líticas de racionamiento importantes impuestas por las auto-

ridades regulatorias en cualquiera de los países en los que

opera la compañía, podrían afectar de manera adversa el

la Administración Oceánica y Atmosférica de los Estados

Unidos, este evento podría podría durar al menos hasta el

primer trimestre del 2016. Cada evento de El Niño es dife-

rente y dependiendo de la duración o intensidad, los efectos

sociales y económicos pueden ser mayores. Perú también

ha experimentado déficits en las lluvias, especialmente a fi-

nales del año 2015 y se proyecta una disminución en el flujo

natural de las plantas en donde Endesa Chile opera. La situa-

ción hidrológica dependerá del nivel de reservas de agua

que se tengan hasta finales de abril del 2016. En Chile las

contribuciones hidrológicas han estado por debajo del pro-

medio histórico, afectando los resultados. Esta situación no

solo reduce la capacidad para operar las plantas hidroeléctri-

cas en su totalidad, sino que también resultan en mayores

costos de transporte de agua para el enfriamiento en las

operaciones de la planta térmica San Isidro. Mientras que

Endesa Chile ha suscrito acuerdos con el gobierno chileno y

los agricultores locales sobre el uso de agua para fines de

generación hidroeléctrica, especialmente durante períodos

de bajos niveles de agua, si las condiciones de sequía persis-

ten o empeoran, se podría enfrentar una mayor presión por

parte del gobierno de Chile u otras terceras partes para res-

tringir aún más el uso del agua.

La sequía también afecta la operación de las plantas térmi-

cas, incluyendo las instalaciones que utilizan gas natural, pe-

tróleo o carbón como combustibles, de la siguiente manera:

> Durante periodos de sequía las plantas térmicas son usa-

das con mayor frecuencia,. Los costos operacionales de

las plantas térmicas pueden ser considerablemente ma-

yores a los de las plantas hidroeléctricas. Los gastos ope-

racionales aumentan durante esos periodos. Además,

dependiendo de las obligaciones comerciales, se puede

tener que comprar electricidad a los precios spot, con el

fin de cumplir con las obligaciones de los contratos de

suministro y los costos de esas compras de electricidad

pueden exceder el precio al cual se vende la electricidad,

por lo tanto se pueden producir pérdidas a partir de esos

contratos.

> Las plantas térmicas requieren agua para el enfriamiento

y la sequía no sólo reduce la capacidad de agua, sino que

también aumenta la concentración de químicos en el

agua que se usa para el enfriamiento, aumentando el ries-

go de daños a los equipos de las plantas, así como tam-

bién aumenta el riesgo de incumplimiento de regulacio-

nes ambientales. Como consecuencia, se debe comprar

agua de áreas agricultoras que también presentan esca-

sez de agua. Estas compras de agua pueden aumentar


energía de El Quimbo a partir del 7 de octubre del 2015. El

16 de noviembre de 2015, El Quimbo inició sus operacio-

nes comerciales luego de completar todas las pruebas re-

queridas. Sin embargo, el 15 de diciembre de 2015, la Cor-

te Constitucional de Colombia declaró inconstitucional el

decreto No. 1979/2015 en razón de que la medida cautelar

dictada por Tribunal Administrativo de Huila estaba aún en

vigor y las razones dadas para autorizar la puesta en mar-

cha de la planta eran incorrectas. Por lo tanto Emgesa de-

bió suspender las operaciones de El Quimbo a partir de la

medianoche del 16 de diciembre del 2015. El Quimbo utili-

zo todos los recursos legales a su alcance con el fin de re-

vertir esta medida cautelar y en el 10 de enero del 2016, en

la medianoche, El Quimbo inició nuevamente sus operacio-

nes comerciales.

Estos cambios podrían afectar adversamente al negocio, re-

sultados operacionales y la condición financiera.

El desarrollo y rentabilidad del negocio podrían verse

afectado negativamente si se niegan los derechos de

agua o si se otorgan concesiones de agua con duración

limitada.

Aproximadamente el 54% de la capacidad instalada de la

compañía en Chile es hidroeléctrica. Endesa Chile posee de-

rechos de agua para captar el agua desde ríos y lagos cerca-

nos a las instalaciones de la empresa. En chile, estos dere-

chos están concedidos por la Dirección General de Aguas o

DGA, en Argentina por el estado argentino, en Colombia por

el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial y

en Perú por la Autoridad Nacional del Agua. En Colombia, los

derechos de agua o concesiones de agua son otorgadas por

50 años, renovables por el mismo período; sin embargo,

esas concesiones pueden ser revocadas, por ejemplo por

una progresiva disminución o agotamiento del agua. En Co-

lombia, el consumo humano es la primera prioridad antes

que cualquier otro uso. Algo similar podría ocurrir en Perú y

se podrían perder los derechos de agua, incluso cuando las

concesiones son pactadas por periodos indefinidos, debido

a una escasez o disminución de la calidad. Bajo las normas

chilenas, esos derechos de agua son (i) de duración indefini-

da (ii) derechos de propiedad absolutos e incondicionales y

(iii) no están sujetos a mayores desafíos. Las compañías chi-

lenas de generación deben pagar anualmente una tarifa por

los derechos de aguas no utilizadas. Se requieren nuevas

instalaciones hidroeléctricas para obtener los derechos de

agua, cuyas condiciones pueden afectar el diseño, el tiempo

o la rentabilidad de un proyecto.

negocio, los resultados de la operación y la condición finan-

ciera.

Las regulaciones eléctricas establecidas por las autoridades

gubernamentales en los países en los que opera Endesa

Chile puede afectar la capacidad de sus empresas de gene-

ración para obtener los ingresos suficientes para atender

sus costos.

La incapacidad de una compañía del grupo consolidado de

compañías para obtener los ingresos suficientes para cubrir

sus costos operacionales puede afectar la capacidad de la

compañía afectada para operar como una empresa en mar-

cha y puede, de otra manera, tener un efecto adverso en el

negocio, resultados operacionales y las operaciones.

Adicionalmente, a menudo, tanto las autoridades adminis-

trativas como legisladores de los países en los que opera la

compañía, hacen propuestas de cambio al marco regulato-

rio. De aprobarse dichos cambios, ellos podrían tener un

efecto adverso e importante en nuestro negocio. Por ejem-

plo, en 2005 hubo un cambio en el Código de Aguas chileno,

en el que se estableció el pago de una patente por los dere-

chos de agua concedidos y que no son utilizados.

Además, el gobierno chileno está iniciando una revisión de

las actuales políticas de energía a través de la Agenda de

Energía presentada en mayo del 2014 y actualizada en di-

ciembre del 2015. Esta estrategia tiene como objetivo mejo-

rar el servicio de electricidad para los sectores más pobres,

tener un 70% de la generación nacional de electricidad pro-

veniente de ERNC y tener el 100% de las nuevas construc-

ciones con un sistemas de control de energía y administra-

ción inteligente de la energía hacia el 2050. Sin embargo,

factores externos, principalmente los precios de las mate-

rias primas, los bajos precios de la energía y las restricciones

en el sistema de transmisión han obstaculizado el desarrollo

de proyectos de Energías Renovables No Convencionales y

algunas compañías no relacionadas han puesto a disposición

los contratos que fueron adjudicados en las dos últimas ofer-

tas para empresas de distribución. Por ejemplo, se registró

una provisión por deterioro de $2,5 mil millones en diciem-

bre del 2015, relacionado al proyecto eólico Waiwen, con una

capacidad de 200 MW, ya que se determinó que bajo las

condiciones actuales, la rentabilidad del proyecto es incierta.

Como un ejemplo de regulaciones gubernamentales, el 6

de octubre de 2015, el gobierno colombiano promulgó el

decreto NO. 1979/2015, el cual autorizaba la generación de


rogación del actual régimen jurídico de los derechos de

agua podrían tener un efecto adverso material en los pro-

yectos de desarrollo hidroeléctrico y la rentabilidad.

Las autoridades regulatorias pueden imponer multas a

las filiales, lo que podría afectar de manera adversa los

resultados operacionales y condición financiera.

El negocio eléctrico puede estar sujeto a multas regulatorias

en los cinco países en que opera la firma, producto de cual-

quier incumplimiento de los reglamentos vigentes, incluyen-

do una falla en el suministro de energía. En Chile, dichas

multas pueden ser impuestas hasta por un máximo de

10.000 Unidades Tributarias Anuales (UTA), o $ 5,4 mil millo-

nes, utilizando en cada caso el valor de la UTM, la UTA y las

tasas de cambio al 31 de diciembre de 2015. En Perú las

multas pueden alcanzar un máximo de 1.400 Unidades Im-

positivas Tributarias (UIT), o $ 1.103 millones usando las ta-

sas al 31 de diciembre de 2015; en Colombia, las multas

pueden ser impuestas hasta por un máximo de 2.000 Sala-

rios Mínimos Mensuales, o $ 286 millones usando el Salario

Minimo Mensual y el tipo de cambio al 31 de diciembre de

2015. En Argentina no hay límite máximo para estas multas.

Las filiales de generación están supervisadas por los entes

regulatorios locales y pueden quedar afectas a estas multas

Por otra parte, en el Congreso chileno se está discutiendo

actualmente una reforma al Código de Agua, con el fin de

priorizar el uso de agua definiendo el acceso a esta como un

derecho humano que debe ser garantizado por el estado.

Esta reforma establecerá que el agua para consumo huma-

no, subsistencia doméstica y saneamiento siempre tendrá

prioridad, tanto en la concesión como en la limitación de los

derechos de explotación. Bajo este propósito (i) las conce-

siones de uso de agua estarían limitadas a 30 años renova-

bles en la medida que el agua, objeto de esa concesión, esté

efectivamente siendo utilizada, a menos que las autoridades

demuestren que los derechos de agua no están siendo utili-

zados efectivamente; (ii) que las concesiones para uso no

consuntivo del agua que se otorguen a partir de su publica-

ción, caducarán si dentro de un plazo de ocho años aún no

son efectivamente utilizadas (iii) las concesiones existentes

para uso no consuntivo del agua y que no han sido utilizadas,

podrían expirar dentro de 8 años desde la fecha de promul-

gación del nuevo Código de Agua; y (iv) a finales del 2015, se

añadió un nuevo requerimiento sobre la existencia de un flu-

jo ecológico para actuales y futuros derechos de agua para

uso consuntivo y no consuntivo, lo cual podría reducir la dis-

ponibilidad de agua para propósitos de generación.

En definitiva, limitaciones en los derechos de agua actua-

les, la necesidad de derechos adicionales de agua o la de-


confiar en los flujos de efectivo de las operaciones de aque-

llas entidades para el pago de la deuda.

Límites sobre los dividendos y otras restricciones legales.

Algunas de las filiales fuera de Chile están sujetas a exigen-

cias de reservas legales y otras restricciones para el pago de

dividendos. También, otras restricciones legales como con-

trol de divisas pueden limitar la capacidad de las filiales y

asociadas para pagar dividendos, y hacer amortizaciones de

créditos u otras distribuciones a la compañía. Adicionalmen-

te, la capacidad de cualquiera de las filiales que no son de

propiedad exclusiva para entregarnos efectivo puede verse

limitada por los deberes fiduciarios de los directores de di-

chas filiales frente a los accionistas minoritarios. Más aún,

algunas de las filiales pueden verse obligadas por autorida-

des locales a disminuir o eliminar el pago de dividendos.

Como consecuencia de dichas restricciones, cualquiera de

las filiales podría, en ciertas circunstancias, verse impedida

para entregar efectivo a la compañía.

Restricciones contractuales. Restricciones para la distribu-

ción de dividendos incluidos en algunos convenios de crédi-

to de las filiales Endesa Costanera y El Chocón, pueden im-

pedir el pago de dividendos u otras distribuciones a los

accionistas si no están en cumplimiento de ciertos ratios fi-

nancieros. En general, los convenios de crédito prohíben

hacer cualquier tipo de distribución si hay en curso un even-

to de incumplimiento.

Resultados operacionales de las filiales. La capacidad de

las filiales y asociadas para pagar dividendos, amortiza-

ciones de créditos o efectuar otras distribuciones a

Endesa Chile está limitada por sus resultados operacio-

nales. En la medida en que las necesidades de caja de

cualquiera de las filiales de la firma superan su caja dis-

ponible, dicha filial no podrá disponer de efectivo para

entregar.

Cualquiera de las situaciones descritas anteriormente podría

afectar de manera adversa los resultados operacionales y

condición financiera.

Los riesgos cambiarios pueden afectar adversamente

los resultados y el valor en dólares de los dividendos a

pagar a los titulares de ADS.

Las monedas de los países sudamericanos en que Endesa

Chile y sus filiales opera ha estado sujeta a grandes depre-

ciaciones y apreciaciones con respecto al dólar y pueden

si, en la opinión del ente regulatorio, las fallas operacionales

que afectan el normal suministro de energía al sistema son

de responsabilidad de la compañía. Por ejemplo, cuando los

distintos agentes no se coordinan apropiadamente con el

operador del sistema. También, las filiales pueden ser reque-

ridas de pagar multas o de compensar a los clientes si esas

subsidiarias no son capaces de suministrarles electricidad a

ellos, aún si la falla se debe a fuerzas que están fuera de

nuestro control.

Por ejemplo, en agosto de 2014, la Superintendencia de Me-

dio Ambiente multó a Endesa Chile con 8.640 Unidades Tri-

butarias Anuales (aproximadamente $4.5 mil millones) por

presuntos daños medioambientales relacionados con la

planta Bocamina II. Por otro lado, en abril del 2013, Edegel,

la empresa de generación en Perú, fue multada por $73,9

millones por el Osinergim, autoridad reguladora de electrici-

dad de Perú, por la falta de disponibilidad en muchas ocasio-

nes de algunas de sus unidades en el 2008. Edegel pagó

dos de las cuatro multas y apeló a las otras, las cuales aún

siguen en disputa.

Para cumplir con las obligaciones de pago se depende

en parte de los pagos de las filiales, empresas de admi-

nistración conjunta y afiliadas.

Para pagar sus obligaciones Endesa Chile depende en parte

del efectivo que reciba de parte de sus filiales, y asociadas,

por concepto de dividendos, amortización de créditos, pa-

gos de interés, reducciones de capital y otros pagos. La

capacidad de las filiales y asociadas para el pago de dividen-

dos, pagos de intereses y de créditos y entregar otras dis-

tribuciones, está sujeta a limitaciones legales, tales como

restricciones de dividendos, deberes fiduciarios, restriccio-

nes contractuales y controles cambiarios que se pueden

imponer en cualquiera de los cinco países que cuales ellas

operan.

Históricamente la compañía ha sido capaz de acceder a los

flujos de caja de sus filiales chilenas, pero no siempre ha

tenido la capacidad de acceder al flujo de caja de sus filiales

no chilenas, debido a regulaciones gubernamentales, consi-

deraciones estratégicas, consideraciones económicas y res-

tricciones de crédito.

Los resultados operacionales futuros fuera de Chile pueden

continuar estando sujetos a mayor incertidumbre económi-

ca y política que aquella que se ha experimentado en Chile,

reduciendo por lo tanto la probabilidad de ser capaces de


tó que no era responsable dado que la compañía había recibi-

do el agua contaminada y solicitó la inclusión, como

demandados adicionales en los procesos judiciales, a nume-

rosas entidades públicas y privadas que descargan material

contaminante al rio o a quienes fueran responsables por la

administración medioambiental de la cuenca del río. Esta soli-

citud fue originalmente aceptada por la corte, pero en junio

del 2015, la decisión de la corte fue revocada y las nuevas

partes fueron excluidas como demandadas. Emgesa apeló a

esa determinación y el caso actualmente está pendiente.

Las condiciones financieras o resultados operacionales po-

drían verse adversamente afectados si es que no se tiene

éxito en este litigio o si otras demandas son puestas en con-

tra de la Empresa.

Los valores de los contratos de suministro de energía a

largo plazo de las filiales de generación están sujetas a

fluctuaciones de los precios de mercado de ciertas mate-

rias primas y a otros factores.

Endesa Chile tiene una exposición económica a las fluctua-

ciones de precio de mercado de ciertas materias primas por

causa de los contratos de ventas de energía a largo plazo

que ha celebrado. La compañía y sus filiales tienen obligacio-

nes importantes en virtud de contratos de venta de electrici-

dad a largo plazo a precio fijo. Los precios de estos contratos

están indexados al precio de diferentes materias primas, ta-

sas de cambio, inflación y al precio de mercado de la electri-

cidad. Cambios adversos de estos índices podrían reducir

las tarifas que Endesa Chile aplica en razón de estos contra-

tos de venta de electricidad a largo plazo a precio fijo, lo cual

podría afectar de manera adversa los resultados operaciona-

les y situación financiera.

Los accionistas controladores pueden tener conflictos

de interés relacionados con nuestro negocio

Enel es dueña del 60,6 % del capital accionario de Enersis

Américas, y Enersis Américas es dueña del 60,0 % del capi-

tal accionario de Endesa Chile. Los accionistas controladores

de Endesa Chile tienen la autoridad de determinar el resulta-

do de la mayor parte de los temas importantes que requieren

el voto de los accionistas, tales como la elección de la mayo-

ría de los directores y, sujeto a ciertas restricciones contrac-

tuales y legales, la distribución de los dividendos. Enel tam-

bién puede ejercer influencia sobre las operaciones y

estrategia de negocio de Endesa Chile. Sus intereses pue-

den en algunos casos diferir de los intereses de los otros

tener importantes fluctuaciones en el futuro. Históricamen-

te, una parte importante de la deuda consolidada de la

compañía ha estado denominada en dólares. Aunque una

parte sustancial de sus ingresos está vinculada al dólar, ge-

neralmente ha estado y continuará estando expuesto de

manera importante a las fluctuaciones de las monedas lo-

cales respecto al dólar, por causa de desfases temporales

y otras limitaciones para ajustar las tarifas de la compañía

al dólar.

En los países donde los flujos de caja operacionales están

denominados en la moneda local, la compañía procurará

mantener la deuda en la misma moneda, pero, debido a las

condiciones del mercado puede que no sea posible hacerlo.

Debido a esta exposición, la caja generada por las filiales pue-

de disminuir sustancialmente cuando las monedas locales se

devalúan respecto del dólar. La volatilidad futura de las tasas

de cambio de las monedas en que la compañía recibe los in-

gresos o en las que incurre en gastos, puede afectar las con-

dición financiera y los resultados operacionales.

Al 31 de diciembre de 2015, la deuda consolidada de Endesa

Chile era de $2.177 mil millones (neta de instrumentos de

cobertura cambiaria). De este monto, $1.170 mil millones, o

el 54%, estaba denominado en dólares. Al 31 de diciembre

de 2015, la deuda consolidada en moneda extranjera (distinta

de los dólares y los pesos chilenos) incluía el equivalente de:

> $899 mil millones en pesos colombianos;

> $ 64 mil millones en pesos argentinos; y

> $129 mil millones en soles peruanos.

Litigios

En la actualidad, la compañía está involucrada en varios liti-

gios que podrían concluir en decisiones desfavorables o mul-

tas financieras, y continuará estando sujetos a litigios futu-

ros que podrían tener consecuencias adversas sustanciales

para el negocio.

Por ejemplo, en el año 2001, los habitantes de Sibaté (parte

del Departamento de Cundimarca, Colombia), demandó a

Emgesa y a otras dos partes no relacionadas, por la posible

contaminación de la Reserva El Muña, pidiendo a los deman-

dados pagar CP$3 mil millones por daños (aproximadamente

$675 mil millones). Los demandantes argumentaron que la

contaminación era consecuencia del bombeo de agua conta-

minada desde el Río Bogotá. Por otro lado, Emgesa argumen-


toda la generación convencional térmica del país, entrará en

vigencia en el año 2018.

En cumplimiento con esas regulaciones medioambientales,

se espera que todas las plantas termoeléctricas presenten

un incremento en la inversión con el fin de cumplir con las

nuevas regulaciones a mediante la instalación de sistemas

de control de las emisiones. Cualquier retraso en la imple-

mentación podría constituir un incumplimiento a las regula-

ciones, las cuales establecieron limites a la emisión, efecti-

vas el 23 de junio de 2015 o el 23 de junio de 2016,

dependiendo de la ubicación de la planta.

Además de los temas medioambientales, hay otros facto-

res que pueden afectar adversamente la capacidad de

construir nuevas instalaciones o para completar a tiempo

los proyectos actualmente en desarrollo, incluyendo retra-

sos en la obtención de las autorizaciones de los entes regu-

latorios, escasez o incrementos en los precios de los equi-

pos, materiales o de la obra de mano, huelgas, condiciones

climáticas adversas, desastres naturales, accidentes y

otros eventos imprevistos. Tales dificultades podrían im-

pactar negativamente nuestros resultados de operaciones

y condición financiera.

Como ejemplo, para responder a las preocupaciones de los

residentes que viven cerca del Lago Neltume, se debió redi-

señar la descarga al lago. Como consecuencia de eso, se

debió incurrir en una pérdida por deterioro de $2.7 mil millo-

nes en los estados financieros del año 2015. El estudio de

impacto ambiental original fue retirado y hay estudios para

presentarlo de nuevo. Esto no está relacionado con el pro-

yecto de línea de transmisión, el cual continúa como estaba

previsto.

Retrasos o modificaciones a cualquiera de los proyectos pro-

puestos o en las leyes y reglamentos pueden cambiar o ser

interpretados de tal forma que pudiera afectar de manera

adversa a las operaciones o los planes para las compañías

en las cuales Endesa Chile tiene inversiones, lo que podría

afectar de manera adversa los resultados de operaciones o

condición financiera.

El negocio puede ser adversamente afectado por deci-

siones judiciales sobre resoluciones de calificación am-

biental para proyectos eléctricos en Chile

Los plazos de las resoluciones de calificación ambiental para

proyectos de generación y transmisión eléctrica en Chile se

accionistas de Endesa Chile. Enel realiza sus actividades co-

merciales en el ámbito de las energías renovables en Suda-

mérica a través de Enel Green Power S.p.A., en el que Endesa

Chile no tiene participación accionaria. Cualquier conflicto de

interés que afecte a Enel podría ser resuelto en contra de los

mejores intereses de Endesa Chile en esas materias. Por lo

tanto, el crecimiento de Endesa Chile podría verse potencial-

mente limitado y los negocios y resultados operacionales

podrían verse adversamente afectados.

La regulación ambiental en los países en los que opera

Endesa Chile y otros factores pueden causar retrasos o

impedir el desarrollo de nuevos proyectos así como au-

mentar los gastos de explotación y gastos de capital

Las filiales operativas están sujetas a la regulación ambien-

tal, la cual, entre otras cosas, exige que se realicen estudios

de impacto ambiental para proyectos futuros y que se ob-

tengan permisos de las entidades regulatorias tanto locales

como nacionales. La aprobación de estos estudios de im-

pacto ambiental puede tomar tiempos más largos que los

originalmente planeados, y también puede ser retenida por

las autoridades gubernamentales. Comunidades locales, ét-

nicas o activistas medioambientales, entre otros, pueden

intervenir en el proceso de aprobación para retrasar o impe-

dir el desarrollo de los proyectos. Ellos pueden también pro-

curar actuaciones judiciales u otras acciones, con conse-

cuencias negativas.

Las regulaciones medioambientales para la capacidad de ge-

neración actual y futura pueden llegar a ser más estrictas,

requiriendo mayores inversiones de capital. Por ejemplo, el

Decreto N°13 del Ministerio del Medioambiente chileno, pro-

mulgado en enero de 2011, y publicado en junio de 2011,

definió estándares de emisión para las plantas térmicas más

estrictos que deben ser cumplidos entre 2014 y 2016 y están-

dares más estrictos para nuevas instalaciones o capacidad

adicional en las existentes. Esta regulación también exige el

establecimiento de un sistema continuo de monitoreo de las

emisiones, por lo tanto las plantas termoeléctricas deben im-

plementar un sistema de monitoreo acorde a las directrices

y protocolos establecidos por la Superintendencia de Medio

Ambiente de Chile. Fallas en la implementación de dicho sis-

tema de monitoreo puede resultar en sanciones para la em-

presa. En septiembre de 2014, el gobierno chileno promulgó

la Ley N°20.780, que estableció un impuesto anual a las emi-

siones de contaminantes producidos por fuentes fijas que

usen calderas y turbinas, para instalaciones a partir de 50MW

térmicos de capacidad. La ley, que aplica a prácticamente a


dos la operación y su condición financiera podrían verse

afectados.

El desarrollo de nuevas centrales generadoras puede en-

contrar oposición de parte de diversos grupos interesados,

tales como grupos étnicos, grupos medioambientalistas,

propietarios de tierras, granjeros, comunidades locales y

partidos políticos, entre otros, los cuales podrían afectar la

reputación de la compañía y su nombre. Por ejemplo, el

proyecto hidrológico El Quimbo, en Colombia, enfrentó

constantes demandas por parte de la ciudadanía las cuales

retrasaron la construcción e incrementaron los costos.

Desde el 27 de abril de 2014 hasta el 12 de mayo de 2014,

una huelga nacional agrícola involucro a las comunidades

cercanas, bloqueando caminos y ocupando terrenos aleda-

ños. Otras protestas durante el 2014 bloquearon la entrada

a la construcción del viaducto Balseadero y la cuenca del

embalse. Por otro lado, desde diciembre 2013 el proyecto

Bocamina II ha encontrado importante oposición de parte

de los sindicatos de pescadores locales que afirman que es

perjudicial para la vida marina y provoca la contaminación,

que se tradujo en el cierre temporal de la planta de energía.

El 1 de julio de 2015, la planta Bocamina II volvió a operar,

luego de la aprobación de la nueva RCA en abril del 2015.

También, entre el 23 de septiembre de 2015 y el 7 de enero

de 2016, un nuevo grupo de pescadores interfirió en el nor-

mal funcionamiento de esta planta, ocupando ilegalmente

han más que duplicado, debido primariamente a las decisio-

nes judiciales contra esos proyectos, oposición medioam-

biental y crítica social, lo cual despierta dudas respecto de la

capacidad de estos proyectos de obtener esas aprobaciones

e incrementa la incertidumbre para invertir en proyectos de

generación y transmisión en el país. Esa incertidumbre está

forzando a las compañías a reevaluar sus estrategias de nego-

cios dado que el retraso en la construcción de los proyectos

de generación y transmisión eléctrica puede resultar en pro-

blemas de abastecimiento en los próximos cinco o seis años.

Si una planta dentro del sistema deja de operar de forma im-

prevista, la compañía puede experimentar disminuciones en

el suministro del sistema, lo que podría llevar a cortes de

energía. Tales dificultades podrían impactar negativamente

los resultados de operaciones y condición financiera.

Los proyectos de centrales generadoras pueden encon-

trar oposición significativa de distintos grupos lo que

puede retrasar su desarrollo, aumentar costos e implicar

un daño en la reputación de la empresa frente a distintas

partes relacionadas, incluidos sus accionistas.

La reputación de Endesa Chile es el fundamento de la rela-

ción con los accionistas principales y otros grupos de apo-

yo. Si la compañía no tiene la capacidad de administrar

efectivamente o percibir problemas que pudieran afectar

negativamente la actitud de la opinión pública, sus resulta-


le aplica los más altos estándares internacionales, más de lo

exigido por la norma local.

Se podría incurrir en costos adicionales para remediar e im-

plementar la política de control de asbesto y saneamiento, o

ser sujeto de acciones legales en contra de la empresa, las

cuales podrían transformarse en efectos adversos al nego-

cio, resultados operacionales y la condición financiera.

El negocio puede experimentar consecuencias adversas

si la compañía no tiene la habilidad de alcanzar acuerdos

satisfactorios en los convenios de negociación colectiva

con los trabajadores sindicalizados.

Un gran porcentaje de los empleados de Endesa Chile y sus

filiales son miembros de sindicatos que tienen convenios de

negociación colectiva, los que necesitan ser renovados de

manera regular. El negocio, condición financiera y resultados

operacionales podrían verse adversamente afectados en

caso de no alcanzar acuerdos con cualquiera de los sindica-

tos que representan tales empleados, o por un acuerdo con

un sindicato de trabajadores que contenga condiciones que

la compañía considere desfavorables. Las leyes de varios de

los países en los que opera la compañía establecen meca-

nismos legales para que las autoridades judiciales impongan

un convenio laboral si las partes no son capaces de alcanzar

un acuerdo, lo cual puede incrementar costos más allá de lo

presupuestado.

Adicionalmente, algunos de los empleados tienen habilidades

altamente especializadas y ciertas acciones tales como huel-

gas, abandono de funciones, suspensiones, por estos em-

pleados podrían impactar negativamente el desempeño ope-

racional y financiero, así como la reputación de la empresa.

La interrupción o falla de los sistemas de tecnología de

la información y sistemas de comunicaciones o ataques

externos o invasiones a estos sistemas podrían tener un

efecto adverso en las operaciones y resultados.

La compañía depende de los sistemas de tecnología de la

información, comunicación y procesos (colectivamente,

“sistemas IT”) para operar nuestros negocios, la falla de los

cuales podría afectar adversamente la condición financiera y

resultados operacionales.

Los sistemas IT son todos vitales para que las filiales de

generación puedan monitorear la operación de las plantas,

la primera torre de alta tensión, propiedad de Transelec,

que soporta circuitos de 154 kV y 220 kV y que sirve a la

planta. Esto impidió la transmisión de energía producida

por la planta termoeléctrica Bocamina hacia el Sistema In-

terconectado Central de Chile (SIC). Este grupo de perso-

nas exigía recibir los mismos beneficios que se le entrega-

ron al resto de los pescadores de la zona. Los efectos

financieros de esta ocupación ilegal que se tuvieron que

asumir durante la interrupción de la transmisión de energía

eléctrica, alcanzaron US$3,8 millones, disminuyendo el

margen de contribución entre el 23 de noviembre de 2015

hasta el 7 de enero del 2016. A nivel del sistema eléctrico,

esta situación impactó en el aumento global de los costos

de suministro, aumentando los precios spot y generando

un anticipado uso de las reservas hidroeléctricas, las cua-

les no estarán disponibles en los meses siguientes.

La operación de las actuales centrales térmicas también

puede afectar el nombre frente a grupos de apoyo debido a

las emisiones tales como material particulado, dióxido de

azufre, óxidos de nitrógeno, los que podrían afectar adversa-

mente el medioambiente.

El perjuicio a la reputación de la compañía puede ejercer una

presión considerable sobre los reguladores, acreedores, y

otros grupos de interés, y, en último término, llevar a que los

proyectos y las operaciones no se desarrollen de manera

óptima, ocasionar una caída del valor de las acciones, y pro-

vocar dificultades para atraer o retener a buenos empleados,

todo lo cual puede resultar en un perjuicio.

Endesa Chile podría estar expuesto a responsabilidades

y gastos adicionales con respecto al Asbesto.

Muchas de las instalaciones de Endesa Chile tienen presencia

de asbesto, de acuerdo a los estándares de construcción de

la época. Existe una política con respecto al control del asbes-

to y saneamiento, el cual incluye un detallado plan de acción

para detectar la presencia de asbesto, medir la calidad del

aire, asegurando el cumplimiento de los requerimientos de

salud, así como también un plan para monitorear la salud de

los trabajadores. Desde 1998, Costanera ha estado removien-

do asbestos detectables en esta planta. En total, Costanera

ha removido aproximadamente 500 toneladas de asbesto.

Por otro lado, Edegel ha removido aproximadamente 303 to-

neladas de asbesto desde el 2013. Esos planes deben conti-

nuar en el futuro. En abril del 2015, se completo la remoción

de asbestos detectables en la planta Bocamina I. Endesa Chi-


sociales y ambientales que están creando incertidumbre

acerca de la probabilidad de completar los proyectos. Ade-

más, el aumento de proyectos de Energía renovable y no

convencional está congestionando el sistema de transmi-

sión actual debido a que esos proyectos pueden ser cons-

truidos relativamente rápidos, mientras que los nuevos pro-

yectos de transmisión pueden tomar un largo tiempo en ser

construidos. En Mayo del 2014, el gobierno de Chile anunció

la Agenda de Energía, en la cual se establece un plan para

crear y ejecutar políticas de energía a largo plazo, las cuales

incluyen ajustes a los aspectos legales relacionados a los

sistemas de transmisión eléctrica, principalmente a la inter-

conexión entre el SIC y el SING.

El 24 de septiembre de 2011, cerca de diez millones de per-

sonas localizadas en la zona central de Chile experimentaron

un apagón (que afectó a más de la mitad de los chilenos),

debido a una falla en la subestación Ancoa de Transelec. La

falla produjo la interrupción de la línea de 500 kV, de doble

circuito del SIC (Sistema Interconectado Central de Chile), y

la subsecuente falla del sistema computacional de recupera-

ción remota usada por el CDEC para operar la red. Esta inte-

rrupción del servicio, que se extendió por dos horas, dejó en

evidencia la fragilidad del sistema de transmisión y la nece-

sidad de aumentar las inversiones en la expansión de la red

para hacer mejoras tecnológicas para aumentar la confiabili-

dad del sistema de transmisión.

Cualquiera de esas fallas podría interrumpir el negocio, lo

que podría afectar de manera adversa los resultados opera-

cionales y condición financiera.

La relativa falta de liquidez y la volatilidad de los merca-

dos de valores chilenos podrían afectar negativamente

el precio de las acciones ordinarias y de los ADS.

Los mercados de valores chilenos son sustancialmente más

pequeños y menos líquidos que los principales mercados de

valores en los Estados Unidos. Adicionalmente, los merca-

dos de valores chilenos pueden verse afectados significati-

vamente por eventos en otros mercados emergentes. La

escasa liquidez del mercado chileno puede perjudicar la ca-

pacidad de los titulares de ADS de vender en el mercado

chileno las acciones ordinarias retiradas del programa ADS,

en la cantidad, precio y momento en que quisieran hacerlo.

También, la liquidez y el mercado para las acciones y ADS

podría verse afectado por un número de factores incluyendo

variaciones en el tipo de cambio, al depreciación o volatilidad

mantener el desempeño de la generación y de las redes,

generar adecuadamente las facturas a los clientes, alcanzar

la eficiencia operacional y cumplir con los objetivos y están-

dares de servicio. Fallas operacionales temporales o de larga

duración de cualquiera de estos sistemas IT podría tener un

efecto material adverso en los resultados operacionales.

Adicionalmente, ataques cibernéticos pueden tener un efec-

to adverso sobre la imagen de la compañía y su relación con

la comunidad.

En los últimos años se han intensificado los ataques ciber-

néticos globales sobre los sistemas de seguridad, las ope-

raciones de tesorería y los sistemas IT. La compañía está

expuesta a ataques de terroristas cibernéticos que apun-

ten a dañar los activos a través de las redes computaciona-

les, espionaje cibernético en procura de información estra-

tégica que puede ser beneficiosa para terceras partes, y

robo cibernético de información confidencial y reservada,

incluyendo información de los clientes. En 2014, la compa-

ñía sufrió dos ataques cibernéticos que han perpetrado por

un grupo ciberterrorista, incidiendo en sitios web públicos

en Chile, Argentina, Colombia y Perú. En uno de los casos,

el ataque dio lugar a una interrupción del servicio de 90

minutos.

Endesa Chile confía en los sistemas de transmisión eléc-

trica que no son de su propiedad ni controla. Si estas

instalaciones no proveen un servicio de transmisión

adecuado, puede impedir la entregar la energía a los

clientes finales.

Para entregar la electricidad que vende, Endesa Chile depen-

de de sistemas de transmisión de propiedad de otra empre-

sa no relacionada y operada de forma independiente. Esta

dependencia expone a la compañía a severos riesgos. Si la

transmisión se interrumpe o la capacidad de transmisión es

inadecuada, se puede quedar impedido de vender y entregar

la electricidad. Si la infraestructura de transmisión de energía

en una región es inadecuada, pueden hacerse insuficientes

la recuperación de los costos de venta y la utilidad. Si se

impone una norma de regulación de precios de transmisión

restrictiva, las compañías de transmisión sobre las que se

apoya Endesa Chile, pueden no tener incentivos suficientes

para invertir en la expansión de infraestructura de transmi-

sión, lo cual podría afectar adversamente las operaciones y

resultados financieros. En la actualidad, la construcción de

nuevas líneas de transmisión está tomando más tiempo que

en el pasado, principalmente, debido a nuevas exigencias


fuera a presentar una demanda en los Estados Unidos en

contra de los directores, ejecutivos superiores o expertos,

puede ser difícil para ellos llevar a cabo un proceso legal

dentro de los Estados Unidos en contra de estas personas y

puede ser difícil para ellos hacer cumplir, en los tribunales de

los Estados Unidos o de Chile, una sentencia dictada en los

Estados Unidos basada en las disposiciones de responsabi-

lidad civil de las leyes federales sobre valores de los Estados

Unidos. Adicionalmente, existen dudas respecto de si pudie-

se levantarse una acción con éxito en Chile con respecto a la

responsabilidad, basada únicamente en las disposiciones de

responsabilidad civil de las leyes federales de valores de Es-

tados Unidos.

de los mercados de valores similares y cualquier otro cam-

bio que podría afectar la liquidez, condición financiera, sol-

vencia, resultados y la rentabilidad.

Las demandas presentadas en contra de Endesa Chile

fuera de los países de Sudamérica o los reclamos en

contra que se basan en conceptos legales extranjeros

pueden no tener éxito.

Todos los activos de Endesa Chile se ubican fuera de los

Estados Unidos. Todos los directores salvo uno y todos los

ejecutivos superiores están domiciliados fuera de los Esta-

dos Unidos y la mayor parte de sus activos se encuentran

también fuera de los Estados Unidos. Si cualquier accionista

Reorganización Societaria


Reorganización SocietariaLa Reorganización tiene, básicamente dos etapas: primero

la separación de las actividades Chilenas de la del resto de

los países mediante la división de Endesa Chile y Chilectra,

creándose dos sociedades nuevas (Endesa Américas S.A. y

Chilectra Américas S.A.). En esa primera fase se crearía

igualmente por división de Enersis una nueva sociedad de-

nominada Enersis Chile .S.A (Enersis Chile), cambiando la

actual Enersis su denominación por Enersis Américas S.A.

(Enersis Américas).

Posteriormente, en una segunda fase, estas tres sociedades

con activos fuera de Chile se fusionarían por incorporación

de las dos nuevas en Enersis Américas S.A.

La siguiente figura muestra resumidamente la estructura

corporativa antes y después de la Reorganización propuesta.

La propuesta de Reorganización de Enersis (matriz de

Endesa Chile) y de Endesa Chile, se inició en abril de 2015,

cuando el Directorio de Enersis comunicó a la compañía su

intención de analizar un proceso de reordenación, con la fi-

nalidad de separar las actividades de generación y distribu-

ción eléctrica desarrolladas en Chile, de las del resto de los

países. Los directorios de Empresa Nacional de Electricidad

S.A. (Endesa Chile) y Chilectra, S.A. (Chilectra) acordaron,

también en abril de 2015, iniciar los estudios para analizar la

posible reorganización, y que determinaría la división de

Endesa Chile y Chilectra respectivamente.

Tanto el Directorio como el Comité de Directores de Endesa

Chile revisaron los antecedentes y resolvieron, por mayoría,

que la operación de reorganización, como fue planteada, sí

contribuye al interés social de la compañía.

Enersis

Endesa Chile

Brasil PerúColombiaArgentinaChile

Estructura actual

Chilectra

99,1% 60,0%

Endesa Chile

Brasil PerúColombiaArgentina

Estructura propuesta

Chilectra

99,1% 60,0%

Enersis

Operador chileno puro Vehículo chileno de inversión en Latinoamérica

Enersis Américas

OperadorDx chileno

OperadorGx chileno

Distribución y generación

Reorganización Societaria 107

Las Divisiones Tras un proceso de análisis y trabajos de más de nueve me-

ses, el 18 de diciembre de 2015, la Junta Extraordinaria de

Enersis, Endesa Chile y Chilectra acordaron con una amplia

mayoría de sus accionistas, la separación de las actividades

Chilenas de la del resto de los países, completándose la pri-

mera fase de la reorganización.

Así, con efectos 1 de marzo de 2016, tanto Endesa Chile,

como Chilectra, se han dividido, dando lugar a:

(i) una nueva sociedad de la división de Endesa Chile

(Endesa Américas), a la que se le asignaron las participa-

ciones societarias y otros activos y pasivos asociados

que Endesa Chile tiene fuera de Chile.

(ii) una nueva sociedad de la división de Chilectra (Chilectra

Américas), a la que se le asignaron las participaciones

societarias y otros activos y pasivos asociados que Chi-

lectra tiene fuera de Chile.

Por su parte, cada una de las sociedades que se dividen con-

servan la totalidad del respectivo negocio que actualmente

desarrolla en Chile la sociedad original dividida, incluyendo la

parte del patrimonio conformada, entre otros, por los acti-

vos, pasivos y autorizaciones administrativas que cada una

de las sociedades escindidas tiene actualmente en el país.

El propósito de la Reorganización es por un lado, diferenciar

áreas geográficas que actualmente tienen palancas de creci-

miento diferentes, pudiendo así ofrecer una atención más

enfocada a los problemas y oportunidades de cada región;

por otro lado, continuar simplificando la estructura del grupo

en Latinoamérica, reduciendo la consolidación de participa-

ciones minoritarias y mejorando la alineación de intereses

estratégicos; y por último, el ejecutar una estrategia que

permita una mayor eficiencia operativa, un mayor crecimien-

to del negocio y una política diferenciada de remuneración al

accionista.

Enel SpA

EOCAméricas

ChilectraChile

100%

Enersis

ChilectraAméricas

EOCChile

Enel Iberoamérica

60,6%

99,1% 99,1% 60,0% 60,0%


Del mismo modo y con la misma fecha de efectos, Enersis

se ha dividido, surgiendo una nueva sociedad (Enersis Chi-

le), que ha recibido las participaciones societarias, activos y

pasivos asociados de Enersis en Chile, incluyendo las parti-

cipaciones de Chilectra y Endesa Chile divididas. Permanece

en la sociedad escindida, Enersis Américas, las participacio-

nes societarias de Enersis fuera de Chile, incluyendo las que

tiene en Chilectra Américas y Endesa Américas, y los pasi-

vos vinculados a ellas.

Otras consideraciones referidas a la Junta Extraordinaria de

Accionistas en relación con el proceso de Reorganización.

En cumplimiento de lo ordenado por la Superintendencia de

Valores y Seguros mediante Oficio Ordinario Nº 15.452 de

20 de julio de 2015, en la referida junta, los accionistas de

Endesa Chile tomaron conocimiento de otros antecedentes

que sirven de fundamento a la Reorganización considerada

en su conjunto y de los términos estimativos de la futura

fusión.

Así, entre otros aspectos, se informó de: (a) un ratio de in-

tercambio estimativo de 2.8 de Enersis Américas por cada

acción de Endesa Américas (que deberán ser sometidos a la

consideración de la Junta de la Fusión), (b) las condiciones

del derecho de retiro con un límite del 10,0%, 7,72% y

0,91% del capital de Enersis América, Endesa América y

Chilectra Américas, respectivamente y (c) la oferta pública

de compra de acciones de Endesa Américas por parte de

Enersis Américas a un precio de Ch$ 285 pesos por acción

(que estará condicionada al éxito de la Fusión).

Enel SpA

EOCAméricas

ChilectraChile

100%

EnersisChile

ChilectraAméricas

EOCChile

Enel Iberoamérica

60,6%

99,1% 99,1%60,0% 60,0%

Enersis Américas

Dx y Gx internacional

60,6%

Reorganización Societaria 109

Según se ha anticipado, está previsto que para que la fusión

produzca efectos, se sujetaría a la condición suspensiva de

que el derecho a retiro que eventualmente ejerzan los accio-

nistas de Enersis Américas, Endesa Américas y Chilectra

Américas con motivo de la fusión, no exceda el 10,0%,7,72%

y 0,91% del capital, respectivamente.

Una vez que las nuevas sociedades queden registradas y

cotizando en los mercados donde lo hacían las tres socie-

dades originarias, se iniciará el proceso para la fusión des-

crita, de forma que se estima que la Reordenación quede

completada en todas sus fases durante el segundo semes-

tre de 2016.

Segunda etapa: La Fusión De acuerdo con los antecedentes puestos a disposición de

los accionistas en las Juntas de 18 de diciembre, en una se-

gunda fase de la Reorganización, Enersis Américas absorbería

por incorporación a Endesa Américas y Chilectra Américas,

las que se disolverían sin liquidación, sucediéndolas en todos

sus derechos y obligaciones, incorporándose los accionistas

de Endesa Américas y Chilectra Américas, directamente

como accionistas de Enersis Américas según la relación de

canje que se acuerde, salvo aquellos accionistas disidentes

que ejerzan su derecho a retiro en conformidad a la ley.

Brasil PerúColombiaArgentina

Enel SpA

ChilectraChile

100%

EnersisChile

EOC Chile

Enel Iberoamérica

60,6%

99,1% 60,0%

>50,0%

Chilectra Américas

EOCAméricas

Enersis Américas

Pronunciamiento de la Corte de Apelaciones

El día 22 de marzo de 2016, la Corte de Apelaciones de San-

tiago acogió parcialmente el reclamo de ilegalidad interpuesto

por AFP Habitat en contra de la SVS. Dicho reclamo argumen-

taba que la operación debió haber sido declarada como Ope-

ración Entre Partes Relacionadas (OPR) por parte de la SVS, lo

cual no ocurrió. La Corte de Apelaciones determinó que la

primera parte de la operación, es decir, la división que fue

aprobada por una amplia mayoría de los accionistas de las

sociedades involucradas en la Junta de Accionistas del 18 de

diciembre, no correspondía a una OPR, por lo que se rechaza

el recurso de reclamación en cuanto a declarar la ilegalidad de

la división de las empresas, confirmando así todas las actua-

ciones realizadas hasta la fecha. Sin perjuicio de ello en lo que

se refiere a la anunciada fusión de las sociedades, la senten-

cia establece que en la misma deben aplicarse tanto la nor-

mativa del título XVI de la ley de sociedades anónimas, que

regula “las operaciones con partes relacionadas en las socie-

dades anónimas abiertas y sus filiales” como a los preceptos

del título IX de la misma norma, que se refiere a fusiones en-

tre sociedad anónimas comunes.

Marco Regulatorio de la Industria Eléctrica


gía aprobó la Resolución S.E Nº 95/2013, la cual establece

un esquema de remuneración para la generación basada

en los costos medios, obligando a entregar a CAMMESA

toda la energía producida. Este nuevo esquema remunera-

torio entró en vigencia el mes de febrero de 2013 y fue ac-

tualizado mediante Resolución SE N° 529 y N° 482 en 2014

y 2015 respectivamente.

La transmisión funciona en condiciones de monopolio y está

compuesta por varias compañías a los que el Gobierno Fe-

deral les otorga concesiones.

La distribución, por su parte, opera bajo condiciones de mo-

nopolio y es atendida por compañías a las que también se

les ha otorgado concesiones. Las compañías de distribución

tienen la exclusiva responsabilidad de que la electricidad

esté disponible a los clientes finales dentro de su área de

concesión específica, sin consideración si el cliente tiene un

contrato con el distribuidor o con un generador.

En 2002, debido a la contracción económica que afectó al

país, se dictó la Ley Nº25.561, de Emergencia. La Ley rom-

pió la paridad con el dólar norteamericano e impuso la con-

versión a pesos argentinos de las obligaciones y derechos

asumidos antes en la moneda estadounidense. Esta forzada

conversión nominal de dólares a pesos tuvo un fuerte impac-

to en toda la industria eléctrica argentina. Adicionalmente, el

Gobierno fue aprobando diversas medidas regulatorias que

intervinieron paulatinamente el desarrollo de la industria. La

Ley de Emergencia ha sido objeto de sucesivas prórrogas y

en función de la última, aprobada mediante la Ley N°26.896,

tuvo vigencia hasta el 31 de diciembre de 2015. La pesifica-

ción y devaluación de la economía obligó a la renegociación

de todos los contratos de concesión. En concreto, en el sec-

tor de distribución, Empresa Distribuidora de Energía del

Sur, S.A. (Edesur), en 2006 firmó con el Gobierno un Acta de

Acuerdo de Renegociación Contractual, que posteriormente

fue ratificada mediante el Decreto PEN N° 1959/2006, la

cual permitiría adecuar gradualmente sus ingresos tarifarios

de forma de garantizar la sostenibilidad del negocio. La im-

plementación de este acuerdo quedó paralizado desde 2008

y hasta este mismo ejercicio, como más adelante detallare-

mos.

Ningún generador, distribuidor, gran usuario, ni por otra com-

pañía controlada por cualquiera de estos o bajo el control de

la misma, puede ser propietario o accionista mayoritario de

una empresa de transporte o de sus empresas controlantes.

Al mismo tiempo, a las empresas de transmisión les está

Argentina

Estructura de la industria El sector eléctrico argentino se rige, entre otras, por la Ley

N°15.336 de 1960 y la Ley N°24.065 de 1992. En el Mercado

Eléctrico Mayorista (MEM) hay cuatro categorías de agentes

locales (generadores, transmisores, distribuidores y grandes

clientes) y agentes extranjeros (comercializadores de gene-

ración y comercializadores de demanda) quienes están auto-

rizados para comprar y vender electricidad así como los pro-

ductos relacionados.

Originalmente, el sector de generación estaba organizado

en una base competitiva (marginalismo), con generadores

independientes que vendían su energía en el mercado spot

del MEM o, a través de contratos privados, a clientes en el

mercado de contratos del MEM, o a la Compañía Adminis-

tradora del Mercado Eléctrico Mayorista, S.A. (CAMME-

SA), a través de transacciones especiales como contratos

bajo la Resolución S.E. Nº220/2007 y Resolución S.E.

Nº724/2008. Sin embargo, este régimen cambió sustan-

cialmente en marzo de 2013, cuando la Secretaría de Ener-

Marco Regulatorio de la Industria Eléctrica 113

prohibida la actividad de generar, distribuir, comprar y / o

vender electricidad. Las empresas distribuidoras no pueden

poseer unidades de generación.

Los clientes regulados son suministrados por los distribuido-

res en las tarifas reguladas, a menos que tengan una deman-

da de capacidad mínima de 30 kW. En este caso, que son

considerados como “grandes clientes” y pueden negociar li-

bremente sus precios con las empresas de generación.

El 16 de diciembre, mediante Decreto 134/2015 se declara la

emergencia energética nacional con vigencia hasta el 31 de

diciembre de 2017, instruyéndose al Ministerio de Energía a

elaborar y poner en vigencia acciones en generación, distri-

bución y transmisión, con el fin de adecuar la calidad del ser-

vicio y seguridad de suministro; e instruyendo a la administra-

ción pública nacional a realizar un programa de racionalización

de consumo de los respectivos organismos.

Regulación en empresas de generación La regulación de las empresas de generación ha sufrido im-

portantes variaciones desde su puesta en marcha por la Ley

N°24.065 hasta la Resolución S.E Nº482/2015. De acuerdo

con la citada Ley, todos los generadores agentes del MEM

deben estar conectados al SIN (Sistema Interconectado Na-

cional) y están obligados a cumplir con la orden de despacho

para generar y entregar energía, en orden a ser vendida en el

mercado spot y en el mercado a término (MAT). Las empre-

sas de distribución, comercializadores y grandes clientes que

han suscrito contratos de suministro privados con las empre-

sas de generación, pagan el precio contractual directamente

al generador y también pagan un peaje a la empresa de trans-

misión y de distribución por el uso de sus sistemas.

Con el objeto de estabilizar los precios de generación de

cara a las tarifas que perciben los clientes, el mercado de-

finió un precio estacional que es el precio de la energía que

pagan los distribuidores por sus compras de electricidad

transadas en el mercado spot. Este precio es determinado

cada seis meses por la Secretaría de Energía, después que

CAMMESA haya realizado sus proyecciones de precios

spot para el periodo considerado. Para ajustar las diferen-

cias entre este precio y el costo real de la generación origi-

nariamente se creó un fondo de estabilización. Si el precio

estacional es más bajo que lo que cuesta la generación, se

retira del fondo para compensar a la generación, de lo con-


trario se aporta al mismo. Desde 2002, la Secretaría de

Energía en la práctica ha mantenido el precio estacional

promedio, sin grandes variaciones. Así se ha creado un dé-

ficit importante en el fondo de estabilización, que ha ido

cubriendo el Estado argentino, mediante subsidios cada

vez más cuantiosos.

Las resoluciones aprobadas a raíz de la Ley de emergencia,

tuvieron un significativo impacto en los precios de la energía.

Entre las medidas implementadas destaca principalmente la

Resolución SE 240/2003, que modificó la manera de fijar el

precio spot al desvincular el cálculo de los costos marginales

de operación. La Resolución SE Nº 240/2003 tiene por objeto

evitar la indexación de precios vinculado al dólar y, a pesar de

que el despacho de la generación se basa aún en los combus-

tibles reales utilizados, el cálculo del precio spot se calcula

sobre la base de disponibilidad absoluta de gas para satisfacer

la demanda, aun en circunstancias en las que muchos gene-

radores lo hacían con combustible alternativo, como el diesel,

debido a la dificultad de suministro de gas natural. El valor del

agua no se considera si su costo de oportunidad es más alto

que el costo de la generación con gas natural. La Resolución

también establece un límite en el precio spot de 120 Ar$/

MWh, que sigue vigente. Los costos variables reales de las

unidades térmicas que queman combustibles líquidos son pa-

gados por CAMMESA a través del mecanismo denominado

Sobrecostos Transitorios del Despacho (STD).

Además, sobre la base de las disposiciones de la Ley de

Emergencia, el pago por capacidad se redujo de 10 dólares a

10 pesos por MW-hrp (hrp: horas de remuneración de la po-

tencia). Posteriormente, la garantía de potencia se aumentó

levemente a 12 pesos, aproximadamente 1/3 del valor paga-

do antes de la crisis de 2002.

En diciembre de 2004, la Secretaría de Energía mediante la

Resolución 1427/2004 aprobó el Acta de Adhesión para la

Rehabilitación del Mercado Eléctrico Mayorista. El acta fue

firmada por la mayoría de los generadores, incluyendo las

sociedades generadoras participadas por Enersis. En virtud

de esta resolución, la Secretaría creó un fondo fiduciario,

llamado FONINVEMEM, donde los generadores privados

aportaron parte de sus créditos por la energía vendida duran-

te 2004 a 2007 para la construcción de dos nuevos ciclos

combinados. Además de esta nueva capacidad, en 2010 las

sociedades generadoras participadas por Enersis, junto con

otras compañías, participaron en la creación de otro fideico-

miso para la construcción de otro ciclo combinado, previén-

dose el cierre como ciclo combinado para octubre de 2016.


estaba vigente desde febrero 2014 según resolución

529/2014. Se incrementó en 28% el reconocimiento de los

costos fijos de los ciclos combinados y grandes centrales

hidráulicas y 64% para centrales hidráulicas medianas. Los

costos variables se ajustaron 23%, se exceptúa del pago del

cargo variable de transporte eléctrico a las centrales hi-

droeléctricas y se establece un nuevo esquema de incenti-

vos a la producción y la eficiencia operativa para centrales

térmicas. La remuneración adicional aumentó 26% para los

térmicos y 10% para las centrales hidráulicas medianas. El

cargo para mantenimientos no recurrentes de centrales tér-

micas se incrementan 17% y se crea el mismo concepto

para las centrales hidráulicas en 8 $/MWh. Finalmente, crea

un nuevo cargo, de 15,8 $/MWh para centrales térmicas y

6,3 $/MWh para centrales hidráulicas, con el objetivo de fi-

nanciar inversiones, el cual será de aplicación de febrero de

2015 hasta diciembre de 2018, solo para aquellos generado-

res que participen en los proyectos. La nueva generación

tendrá una remuneración adicional igual a 50% de la remu-

neración adicional directa según tecnología por el lapso de

10 años. También exceptúa a las hidroeléctricas del pago de

recaudación variable por transporte de energía y determina

la remuneración para centrales eólicas, solar fotovoltaico, a

biomasa/biogás y motor de combustión interna. Esta resolu-

ción es retroactiva desde febrero de 2015.

Regulación en empresas de distribuciónLa actividad de distribución se lleva a cabo por las empresas

que obtengan concesiones. Las compañías distribuidoras

deben suministrar toda la demanda de electricidad en su

área de concesión exclusiva a precios (tarifas) y condiciones

establecidas en la regulación. Los acuerdos de concesión

incluyen penalidades por el no suministro. Las concesiones

fueron otorgadas para ventas de distribución y al detalle. Los

periodos de concesión están divididos en “periodos de ges-

tión” que permiten al concesionario abandonar la concesión

cada cierto tiempo.

Desde 2011, hay dos áreas de distribución de electricidad

sujetas a concesiones federales. Los concesionarios son

Edesur y Edenor, que se encuentra en la ciudad de Buenos

Aires y Gran Buenos Aires. Hasta 2011 Edelap también esta-

ba bajo la jurisdicción federal.

La mayoría de las empresas de distribución renegociaron

sus contratos durante 2005 y 2006, y aunque las tarifas fue-

A esta nueva obra se dedicaron también parte de sus crédi-

tos por la energía vendida entre 2008 y 2011.

En 2012, en el marco de los acuerdos alcanzados con el Go-

bierno para permitir el desarrollo de operaciones de nuestras

sociedades filiales en Argentina, el 12 de octubre de 2012,

Costanera suscribió un acuerdo para la implementación de

un plan de inversiones en las unidades de generación de la

Central Costanera, a efectos de optimizar la confiabilidad y

disponibilidad de dicho equipamiento, por un importe total

de US$304 millones, en un plazo de siete años. El acuerdo

también contempla el pago de las obligaciones del contrato

de mantenimiento (Long Term Service Agreement –LTSA-)

de los ciclos combinados de la central.

Posteriormente, la resolución S.E. Nº 95/2013 abandona el

sistema marginalista de precios, dando entrada a un meca-

nismo de reconocimiento de costos medios. La resolución

reconoce la remuneración de los costos fijos, variables y una

remuneración adicional. Se remunera los costos fijos (en $/

MW-hrp) en función de la tecnología, de la escala y de la

potencia disponible. También está sujeta a la consecución de

un objetivo de disponibilidad establecida. En cuanto a los

costos variables, se remuneran los costos de operación y

mantenimiento en función de la energía generada (en $/

MWh), según el combustible utilizado y la tecnología del

mismo (los generadores no tienen costo de combustible ya

que éste es provisto por CAMMESA). Por último, la remune-

ración adicional se calcula en función de la energía total ge-

nerada (en $/MWh), considerando la tecnología y escala del

generador. Parte de esta remuneración se acumula en un

fondo que se utilizará para financiar las inversiones en nue-

vas infraestructuras en el sector eléctrico.

La resolución cubre a los generadores, cogeneradores y au-

togeneradores, salvo las centrales que entraron en funciona-

miento a partir de 2005, las centrales nucleares y la genera-

ción de centrales hidroeléctricas binacionales; reserva y

centraliza en CAMMESA la gestión comercial y despacho de

combustibles y suspende la celebración de contratos bilate-

rales de energía entre los generadores y los agentes del

MEM, estos últimos deberán adquirir su demanda de ener-

gía eléctrica con CAMMESA. La resolución SE N° 529/2014

principalmente actualiza los valores de la resolución SE N°

95 e incorpora la remuneración de mantenimiento no recu-

rrente para las centrales térmicas.

La Secretaría de Energía mediante la Resolución N°

482/2015, actualizó la remuneración de los generadores que


no reconocidos. Así, el 7 de mayo de 2013, la Secretaría de

Energía aprobó la Resolución 250/2013, que determina los

montos MMC a cobrar hasta febrero 2013 y permite com-

pensar con las deudas correspondientes del programa PU-

REE y otras deudas que Edesur acumula con el sistema. En

desarrollo de esta Resolución, el 6 de noviembre, la Secreta-

ría de Energía publicó la Nota 6852 en la que autorizó a Ede-

sur y a Edenor a realizar la compensación de los MMC con

deudas generadas a partir del programa PUREE para el pe-

ríodo marzo-septiembre de 2013.

Durante 2014, mediante la Nota S.E. N° 4012 y la Nota ENRE

N° 112606 se autorizó nuevamente la compensación MMC-

PUREE para el periodo octubre 2013-marzo 2014. Adicional-

mente, mediante las Notas de la S.E. N°486 y N° 1136 se

autorizó la compensación MMC-PUREE para el periodo abril-

agosto 2014 y luego para el periodo septiembre-diciembre

2014. Los efectos contables de dichas compensaciones

afectan positivamente los resultados financieros de la com-

pañía. Al mismo tiempo, también se han aprobado cargos

adicionales en las tarifas de los clientes para financiar las nue-

vas inversiones de expansión y calidad de las distribuidoras.

Así en noviembre de 2012, se aprobó la Resolución ENRE 347,

que faculta la aplicación de este cargo diferenciado por cliente

a cuenta de la futura RTI. La aplicación del cargo supone para

Edesur unos ingresos adicionales anuales de 437 millones de

pesos argentinos, que representó un incremento del 40% del

VAD y del 20% de las tarifas.

El 13 de marzo de 2015 fue publicada en el Boletín Oficial la

Resolución SE N° 32/2015, la que implicó el reconocimien-

to contable de ingresos por $2.339 millones. Entre los pun-

tos más importantes, dicha resolución: (i) aprueba un au-

mento transitorio sobre los ingresos de Edesur con vigencia

a partir del 1 de febrero de 2015 destinado exclusivamente

al pago de la energía que se adquiere al mercado eléctrico,

de salarios y de provisiones de bienes y servicios. Dicho

aumento, a cuenta de la Revisión Tarifaria Integral (RTI)

cuya fecha de realización no está definida, surge de la dife-

rencia entre un cuadro tarifario teórico y el cuadro tarifario

vigente para cada categoría de usuarios, de acuerdo con

los cálculos del ENRE, y no se trasladará a tarifa sino que

será cubierto mediante transferencias de la Compañía Ad-

ministradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAM-

MESA) con fondos del Estado Nacional; (ii) considera a par-

tir del 1 de febrero de 2015 a los fondos del PUREE como

parte de los ingresos de Edesur, también a cuenta de la

RTI; (iii) reitera el procedimiento de reconocimiento y com-

pensación de ciertos mayores costos incurridos en la pres-

ron incrementadas parcial y temporalmente, la Revisión Tari-

faria Integral (RTI) de las compañías distribuidoras de juris-

dicción nacional aún está pendiente de realizar.

De esta forma, y en lo que respecta a Edesur, en 2006, la com-

pañía distribuidora suscribió un “Acta de Acuerdo para la Rene-

gociación del Contrato de Concesión.” Este acuerdo estableció,

entre otras varias condiciones, un régimen tarifario transitorio

que incluyó un incremento del 28% de VAD, con actualizacio-

nes semestrales; un régimen de calidad de servicio y un Proce-

so de Revisión Tarifaria Integral (RTI) a ser implementado por el

ENRE. El mecanismo semestral de ajuste de la tarifas se fijó en

función de la evolución de un índice inflacionario ad hoc, deno-

minado Mecanismo de Monitoreo de Costos (MMC). Las pri-

meras actualizaciones por inflación se dieron en 2008, pero a

partir de ese año se ha dejado de reconocer oficialmente. No

obstante el Gobierno argentino ha creado distintas alternativas

regulatorias que han permitido a las compañías de distribución

seguir prestando el servicio eléctrico.

Una de esas alternativas ha sido el denominado Programa

de Uso Racional de Energía Eléctrica o PUREE. Este Progra-

ma fue creado en 2004 por la Secretaría de Energía, estable-

ciendo bonos y penalidades para los clientes dependiendo

del nivel de ahorro de energía con base a una referencia de

consumo. La diferencia neta entre los bonos y las penalida-

des eran originalmente depositadas en el Fondo de Estabili-

zación del MEM, pero esto fue posteriormente modificado a

solicitud de Edesur y Edenor, para que las compañías distri-

buidoras pudieran usar estos recursos para compensar las

variaciones de costos de los incrementos de costos (MMC)


Regulación medioambiental

Las instalaciones eléctricas están sujetas a leyes y regula-

ciones medioambientales, federales y locales, incluyendo la

Ley Nº24.051, o Ley de Residuos Peligrosos, y sus regula-

ciones anexas.

Se imponen al sector eléctrico ciertas obligaciones de infor-

mar y monitorear y ciertos estándares de emisiones. El in-

cumplimiento de estos requerimientos faculta al gobierno a

imponer penalidades, tales como la suspensión de operacio-

nes que, en el caso de servicios públicos, puede resultar en

la cancelación de las concesiones.

La Ley Nº26.190, promulgada en 2007, definió el uso de

fuentes renovables para la producción de electricidad como

de interés nacional y fijó como meta 8% de participación de

mercado para las energías renovables en un plazo de 10

años.

El 21 de octubre de 2015 se publicó en el Boletín Oficial la

nueva ley 27.191 de Energías Renovables en la Argentina,

modificatoria de la ley vigente Ley N° 26 190. La nueva regu-

lación pospone para el 31/12/2017 el objetivo de alcanzar el

8% de participación en la demanda nacional con generación

de fuentes renovables y establece como objetivo de segun-

da etapa alcanzar un 20% de participación de en el año 2025

fijando objetivos intermedios del 12%, 16% y 18% para fina-

les de los años 2019, 2021 y 2023. La sancionada Ley crea

un Fondo Fiduciario (FODER) que podrá financiar obras, otor-

ga beneficios impositivos a los proyectos de energía renova-

ble y establece la no aplicación de tributos específicos, rega-

lías nacionales, provinciales y municipales hasta el

31/12/2025. Los clientes categorizados como Grandes

Usuarios (>300 Kw) deberán cumplir individualmente con

los objetivos de participación de renovables, estableciéndo-

se que el precio de estos contratos no podrá ser superior a

113 US$/MWh, y fijando penalidades a quienes no cumplan

con los objetivos. Se encuentra pendiente la reglamentación

de la ley.

tación del servicio de distribución de energía eléctrica de la

Resolución SE N° 250/2013 hasta el 31 de enero de 2015; y

(iv) instruye a CAMMESA a emitir liquidaciones de ventas

con fecha de vencimiento a definir (LVFVD) por los montos

que hubiere determinado el ENRE en virtud de los mayores

costos salariales de la sociedad originados por la aplicación

de la resolución N° 836/2014 de la Secretaría de Trabajo.

Adicionalmente, prevé la cancelación de saldos remanen-

tes a favor del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) me-

diante un plan de pagos a definir.

Posteriormente, mediante la Nota SE N° 1208, la Secretaría

de Energía instruyó a CAMMESA el método para calcular las

deudas que EDESUR mantiene con el MEM por las transac-

ciones económicas de energía devengadas al 31 de enero

de 2015, y su compensación con los créditos que surgen de

la aplicación del Mecanismo de Monitoreo de Costos

(MMC). Como consecuencia de ello, durante el primer se-

mestre de 2015 se reconocieron ingresos financieros netos

por $628,6 millones.

Si bien la Resolución SE N° 32/2015 representa un primer

paso hacia la mejora de la situación económica de la socie-

dad, la misma prevé que las inversiones sigan siendo finan-

ciadas con endeudamiento mediante mutuos con CAMME-

SA, restando resolver mecanismos que permitan el repago

de los saldos remanentes a favor del MEM, como así tam-

bién las actualizaciones de los ingresos que contemplen los

aumentos en los costos operativos. Las tarifas, por su parte,

permanecen congeladas desde 2008.

Regulación en transmisiónLa transmisión fue diseñada sobre la base de la concepción

general y principios establecidos en la Ley 24.065, adaptando

la actividad a los criterios generales contenidos en la conce-

sión otorgada a Transener S.A., por Decreto 2.473/92. Por ra-

zones tecnológicas el negocio de transmisión está relaciona-

do a economías de escala que no permiten la competencia,

es por lo tanto un monopolio y está sujeto a una regulación

considerable.


que a su vez han recibido concesiones. Los distribuidores en

el sistema brasilero no están facultados para: (i) desarrollar

actividades relacionadas con la generación o transmisión de

electricidad; (ii) vender electricidad a clientes no regulados,

excepto a aquellos dentro de su área de concesión y bajo las

mismas condiciones y tarifas aplicables a sus clientes cauti-

vos del Mercado Regulado; (iii) mantener, directa o indirecta-

mente interés patrimonial en cualquier otra empresa, corpo-

ración o sociedad; o (iv) desarrollar actividades que no están

relacionadas con sus respectivas concesiones, excepto

aquellas permitidas por ley o en el convenio de concesión

relevante. Los generadores no están autorizados para tener

interés patrimonial en empresas distribuidoras en exceso

del 10 por ciento.

El mercado no regulado incluye la venta de electricidad entre

concesionarios de generación, productores independientes,

auto-productores, comercializadores de electricidad, importa-

dores de electricidad, consumidores no regulados y clientes

especiales. También incluye contratos entre generadores y

distribuidores existentes bajo el antiguo marco regulatorio,

hasta su expiración, momento en el que los nuevos contratos

debe ajustarse al nuevo marco regulatorio. De acuerdo a las

especificaciones establecidas en la Ley 9.427/96, los consu-

midores no regulados en Brasil son aquellos que: (i) deman-

dan una capacidad de a lo menos 3.000 kW y eligen contratar

el suministro de energía directamente con generadores o co-

mercializadores; o (ii) demandan una capacidad en el rango de

500 a 3.000 kW y eligen contratar el suministro de energía

directamente con generadores o comercializadores.

El sistema brasilero es coordinado por el Operador del Siste-

ma Eléctrico Brasilero (ONS) y está dividido en cuatro sub-

sistemas: Sudeste/Centro-Poniente, Sur, Noreste y Norte.

En adición al sistema brasilero hay también algunos siste-

mas aislados, es decir, aquellos sistemas que no forman par-

te del sistema brasilero y que generalmente están ubicados

en las regiones norte y noreste de Brasil, y tienen como úni-

ca fuente de energía plantas térmicas a carbón o petróleo.

Regulación en empresas de generación Los Agentes Generadores, sean concesionarios públicos

de generación, IPP o auto-productores, así como los Agen-

tes Comercializadores, pueden vender energía eléctrica

dentro de dos ambientes de contratación. Uno, el Ambien-

te de Contratación Regulados (ACR, donde operan las em-

BrasilSi bien Endesa Chile no posee filiales en Brasil, la compañía

posee inversiones de capital a través de Enel Brasil (ex

Endesa Brasil).

Estructura de la industriaLa industria eléctrica de Brasil está organizada en un gran

sistema eléctrico interconectado, el (Sistema Interligado Na-

cional), que comprende la mayoría de las regiones de Brasil,

y varios otros sistemas aislados menores. La generación,

transmisión, distribución y comercialización son actividades

legalmente separadas en Brasil.

La industria está regulada por el Gobierno Federal. a través

del Ministerio de Minas y Energía (MME) y también de la

Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL).

De acuerdo con la Ley Nº 10.848. de 2004, el mercado mayo-

rista de electricidad, como herramienta para la formación del

precio spot es residual. En cambio, el precio mayorista se

basa en los precios medios de las licitaciones, existiendo pro-

cesos independientes de licitación de energía existente y de

energía nueva. Estos últimos contemplan contratos de largo

plazo en el que los nuevos proyectos de generación deben

cubrir los crecimientos de demanda previstos por las distribui-

doras. Las licitaciones de energía vieja consideran plazos de

contratación menores y buscan cubrir las necesidades de

contratación de las distribuidoras que surgen del vencimiento

de contratos previos. Cada proceso de licitación es coordina-

do centralizadamente, la autoridad define precios máximos y,

como resultado, se firman contratos donde todas las distribui-

doras participantes en el proceso compran a prorrata a cada

uno de los generadores oferentes. El precio al cual se liquidan

las transacciones del mercado spot se denomina Precio de

Liquidación de las Diferencias —PLD—, el cual tiene en cuen-

ta la curva de aversión al riesgo de los agentes.

La transmisión trabaja bajo condiciones de monopolio. Las

tarifas para las empresas de transmisión son fijadas por el

gobierno brasilero. El cargo por transmisión es fijo y los in-

gresos de transmisión no dependen de la cantidad de elec-

tricidad trasmitida.

La distribución es un servicio público que trabaja también

bajo condiciones de monopolio y es provisto por empresas


Nº 12.783, de 11 de enero de 2013), que establece las con-

diciones para que puedan renovarse las concesiones del

sector eléctrico que vencen entre 2015 y 2017 y la reduc-

ción de gravámenes en la tarifa de energía eléctrica. La

Medida Provisoria se aprobó con objeto de reducir el precio

final de la tarifa eléctrica en promedio del 20% y relanzar la

actividad económica en Brasil. La medida no afecta directa-

mente a ninguna de las concesiones de las filiales de Ener-

sis en Brasil.

Debido a que algunos generadores no renovaron las conce-

siones y también a otros factores (como retrasos en cons-

trucción de centrales térmicas, baja hidrología, entre otros),

durante 2013 y 2014 las empresas distribuidoras han sufri-

do un desequilibrio entre la demanda regulada y la oferta

de energía, siendo así sido expuestas involuntariamente al

precio del mercado spot para cubrir sus necesidades de

energía.

En 2014, para cubrir el sobrecosto de energía el gobierno

ha creado la cuenta ACR a través de préstamos bancarios

a abonar dentro de dos años por la tarifa. Hasta el 31 de

diciembre de 2014 los distribuidores utilizaron un monto

aproximado de 18 mil millones de reales de la cuenta ACR,

sin embargo, no fue suficiente para cubrir todo el déficit el

cual tendrá que ser recuperado en la tarifa través de los

mecanismos de CVA´s.

El 25 de noviembre de 2014, ANEEL aprobó los nuevos lí-

mites del PLD para 2015. Se cambiaron los límites máximo

(disminución de 823 para 388 R$/MWh) y mínimo (aumento

presas de distribución, en el que la compra de energía

debe llevarse a cabo en virtud del proceso de licitaciones

coordinado por ANEEL; y el otro el denominado Ambiente

de Contratación Libres (ACL), en el que las condiciones

para la compra de energía son negociables directamente

entre los proveedores y sus clientes, independiente del

ACR o ACL, los contratos de venta de los generadores son

registrados en la Câmara de Comercialização de Energia

Elétrica (CCEE) y forman parte de la base para la contabili-

zación y la determinación de ajustes por diferencias en el

mercado de corto plazo.

De acuerdo a la regulación del mercado, el 100% de la

energía demandada por los distribuidores debe ser satisfe-

cha a través de contratos de largo plazo en el ambiente re-

gulado vigente. De esta manera, el precio regulado de

compra para la formación de tarifas a usuarios finales se

basa en los precios medios de las licitaciones, existiendo

procesos independientes de licitación de “energía nueva”

y de “energía existente”.

Las licitaciones de energía nueva contemplan contratos de

largo plazo (20-25 años para las plantas térmicas y 30 para las

hidroeléctricas) en los que nuevos proyectos de generación

deben cubrir los crecimientos de demanda previstos por las

distribuidoras. Las licitaciones de energía vieja consideran pla-

zos de contratación menores y buscan cubrir las necesidades

de contratación de las distribuidoras que surgen del venci-

miento de contratos previos, por lo que la energía puede ser

vendida a menores precios. Cada proceso de licitación es

coordinado centralizadamente, la autoridad define precios

máximos y, como resultado, se firman contratos donde todas

las distribuidoras participantes en el proceso compran a pro-

rrata a cada uno de los generadores oferentes.

El Decreto 5.163/2004 establece que los agentes vendedo-

res deben asegurar el 100% de cobertura física para sus

contratos de energía y potencia. Esta cobertura puede es-

tar constituida por garantías físicas de sus propias plantas

de generación o de cualquiera otra planta, en este último

caso, a través de un contrato de compra de energía o po-

tencia. Entre otros aspectos, la Resolución Normativa

109/2004 de ANEEL especifica que cuando estos límites

no son alcanzados los agentes están sujetos a penalidades

financieras.

Por último, en lo que se refiere a la actividad de genera-

ción, el 11 de septiembre de 2012, el Gobierno aprobó la

Medida Provisoria 579 (posteriormente convertida en Ley


– 314,3 MW-medios, asignados a las Eólicas (72%), Hi-

dro (15%), Gas (7%) y Biomasa (6%) a un precio pro-

medio 189 R$/MWh.

– 508 MW-medios, asignados a las Eólicas (52%) y Solar

(48%), a un precio promedio 249 R$/MWh.

> 01 subasta A-5, con 1.160 MW-medios, asignados a Gas

(73%), Hidro (20%) y Biomasa (7%) a un precio promedio

259,2 R$/MWh.

Adicionalmente, se realizó una Subasta de Contratación de

Concesiones de Centrales Hidroeléctricas a través del régi-

men de cuota, en la cual el vendedor adjudica su energía

firme (3.223 MW-medios) y potencia (6.061 MW) por un In-

greso Anual de la Operación en Generación.

Regulación en empresas de distribuciónEn el mercado regulado, las empresas de distribución com-

pran la electricidad a través de licitaciones que son regula-

das por ANEEL y organizadas por CCEE. Los distribuidores

deben comprar la electricidad en licitaciones públicas. El

gobierno también tiene el derecho de llamar a licitaciones

especiales para electricidad renovable (biomasa, mini hidro,

solar y plantas eólicas). ANEEL y CCEE realizan licitaciones

anualmente. El sistema de contratación es multilateral, con

empresas generadoras que suscriben contratos con todos

los distribuidores que convocan las licitaciones.

La Ley de Concesiones establece tres tipos de revisiones o

ajustes de las tarifas a los consumidores finales: el Índice de

Reposicionamiento Tarifario (IRT), que supone un ajuste anual

de la tarifa por inflación; la Revisión Tarifaria Ordinaria (RTO) a

realizar cada cuatro o cinco años en función de cada contrato

de concesión y la Revisión Tarifaria Extraordinaria (RTE), que se

llevan a cabo cuando en el sector se produce un evento rele-

vante que afecta significativamente el valor de la tarifa. De esta

forma, la Ley garantiza un equilibrio económico y financiero

para una empresa en el caso que se produzca un cambio sus-

tancial en sus costos de operación. En el caso de que los com-

ponentes del costo de la Parcela A, tales como las compras de

energía o los impuestos, se incrementen significativamente

dentro del periodo entre dos ajustes tarifarios anuales, el con-

cesionario puede presentar una solicitud formal a ANEEL para

que esos costos sean traspasados a los clientes finales.

Todas las revisiones y reposicionamientos tarifarios son

aprobados por ANEEL.

de 16 para 30 R$/MWh). La decisión fue resultado de un am-

plio debate, que comenzó con la Consulta Pública N° 09/2014

y más tarde la Audiencia Pública N° 54/2014.

El principal efecto del nuevo límite es reducir el impacto finan-

ciero de las distribuidores a posibles riesgos futuros de expo-

sición contractual de energía al mercado spot, donde en 2014

el precio spot estuvo al máximo en gran parte del año. Desde

el punto de vista de generación el nuevo precio máximo tam-

bién resulta en mitigación de riesgos de exposición económi-

ca y financiera no recuperable, cuando la producción está por

debajo de los valores contractuales. Por otro lado se reduce la

posibilidad de vender energía libre con mayores precios, los

generadores hoy pueden dividir su energía libre entre los me-

ses del año (sazonalización) de modo de poder potenciar sus

ingresos poniendo más energía en los meses donde se prevé

mayores precios, con la bajada del techo.

Anualmente, Aneel ratifica vía resolución los valores míni-

mos y máximos del PLD. Para el año 2016, el máximo y mí-

nimo de PLD están fijados en R$422,56/MWh y R$30,25/

MWh, respectivamente. Dichos PLDs consideran la estima-

ción de costes de la mega central hidroeléctrica de Itaipú, la

cual tendrá – en 2016 - una tarifa de 25,78 USD/kW.

En búsqueda de una solución para los impactos incurridos

por la sequía, ANEEL en noviembre, aprobó las condiciones

para una renegociación del riesgo hidrológico con los agen-

tes de generación participantes del Mecanismo de Reasig-

nación de Energía (MRE) que hasta entonces estaba pen-

diente. Sin embargo, queda pendiente la aprobación de la

Medida Provisoria por parte del Senado. Actualmente, hay

una gran parte de generadores con decisiones judiciales pre-

liminares que limitan su riesgo y transfieren parte de los cos-

tes para los consumidores.

Respecto de las subastas de energía en régimen regulado,

con el objetivo de recomponer la oferta de energía, hasta el

momento se han realizado en Brasil 6 subastas con energía

asignada:

> 1 subasta A-1: 1.954 MW-medios, asignados a Hidro

(94%), Biomasa (4%) y Gas (2%); desde 1 a 3 años de

suministro de energía.

> 4 subastas A-3:

– 97 MW-medios, asignados a las Eólicas (30%) y Bio-

masa (70%), a un precio promedio 200 R$/MWh;

– 233 MW-medios, asignados al Solar a un precio pro-

medio 301,8 R$/MWh;


En 2014, Brasil continuó con condiciones de sequía. En no-

viembre el sistema alcanzó el máximo riesgo de raciona-

miento de energía. Los niveles promedios de los embalses

alcanzaron un 1% debajo del último racionamiento.

Para cubrir el sobrecosto de energía, el Gobierno ha creado

la cuenta ACR a través de préstamos bancarios a abonar

dentro de dos años por la tarifa. Hasta el 31 de diciembre de

2014, los distribuidores utilizaron un monto aproximado de

18 mil millones de reales de la cuenta ACR, sin embargo, no

fue suficiente para cubrir todo el déficit. En marzo de 2015,

fue aprobado un nuevo préstamo a la cuenta ACR, para cu-

brir el déficit de noviembre y diciembre de 2014. Fue aproba-

do también un aplazamiento del plazo de pago de todos los

prestamos, que ahora deberán ser pagados en 54 meses a

partir de noviembre de 2015.

En función de los descalces entre los costes reconocidos

en tarifa y el real ajenos a la gestión de la distribuidora, e

intensificados por los costes implícitos de la sequía, Aneel,

en enero de 2015, empezó a aplicar un sistema (conocido

por las Banderas Tarifarias) de cobro mensual adicional so-

bre la tarifa de los consumidores siempre que el coste mar-

ginal del sistema alcance niveles por encima del estándar

reglamentado. El objetivo del regulador es darle al consu-

midor una señal económica del coste de la generación ya

en el mes subsecuente, anticipándole al distribuidor un

monto (de derecho) que éste solo lo tendría en el próximo

evento tarifario.

Dicho mecanismo –descrito abajo– está compuesto por tres

niveles de banderas: el rojo, amarillo y verde.

DescripciónAplicada cuando CMO es… (R4/MWh)

Adicional en Tarifa (R$/kWh)

VerdeCondiciones favorables de generación de energía

< 200 Sin adicional

AmarillaCondiciones de generación menos favorables

> 200 < 388,48 + 0,025

Roja Condiciones más costosas de generación > 388,48 + 0,045

En resumen, con este mecanismo el costo de generación

que actualmente es traspasado al cliente sólo una vez al

año (cuando se realiza el reajuste tarifario anual), pasará a

tener una variación mensual y con ello el cliente podrá ges-

tionar mejor su consumo eléctrico. O sea, los consumido-

res se den cuenta de un reajuste tarifario menor, puesto

que ya están pagando un mayor valor durante el mes.

En las revisiones tarifarias (RTO y RTE), ANEEL revisa las

tarifas en respuesta a los cambios en los costos de comprar

energía y a las condiciones del mercado. Al ajustar las tarifas

de distribución ANEEL divide el Valor Anual de Referencia,

esto es, los costos de las empresas de distribución en: (i)

costos no gerenciables por el distribuidor, también denomi-

nados “Parcela A”, y (ii) costos gerenciables por el distribui-

dor o “Parcela B”, correspondiendo estos últimos a lo que

conocemos como Valor Agregado de Distribución (VAD).

La revisión tarifaria ordinaria toma en consideración toda la

estructura de fijación de tarifas de la empresa, incluyendo los

costos de proporcionar servicios, los costos de comprar ener-

gía así como el retorno para el inversionista. Conforme a sus

contratos de concesión, Coelce y Ampla están sujetos a revi-

siones tarifarias cada cuatro y cinco años, respectivamente.

La base de los activos para calcular el retorno permitido al in-

versionista es el valor de mercado de reemplazo, depreciado

durante su vida útil desde un punto de vista contable, y la tasa

de retorno sobre el activo de distribución se basa en el Costo

de Capital Promedio Ponderado, o WACC (por su sigla en in-

glés) de una compañía modelo. La WACC se revisa en cada

ciclo tarifario. El valor de la WACC para distribución actualmen-

te en vigor es de 11,4% real antes de impuesto.

Los mecanismos regulatorios aseguran la creación de acti-

vos regulatorios, cuya recomposición tarifaria para los défi-

cits en 2014, ocurrió a partir de los reajustes tarifarios en

2015 (marzo para Ampla y abril para Coelce). Dicho mecanis-

mo existe desde 2001, y se llama Cuenta de Compensación

de Valores de la Parcela A (CVA). Su objetivo es mantener

constantes los márgenes operacionales para el concesiona-

rio por la vía de permitir ganancias tarifarias debido a los cos-

tos de la Parcela A.

La Cuenta de Compensación de Valores (CVA, por su sigla

en portugués) ayuda a mantener la estabilidad en el merca-

do y permite la creación de costos diferidos, que es com-

pensado a través de ajustes tarifarios basados en las tasas

necesarias para compensar los déficits del año anterior.

En diciembre de 2014, las distribuidoras en Brasil, incluidas

Ampla y Coelce, firmaron un anexo al contrato de concesión

que permite que estos activos regulatorios (CVA´s y otros)

sean parte de los activos indemnizables al fin de la conce-

sión, en el caso de no ser posible en el tiempo la compensa-

ción través de las tarifas. Así, de acuerdo con las reglas del

IFRS, se permiten la contabilización de los dichos activos/

pasivos regulatorios.


bién este derecho, sujeto a que ellos cumplen con ciertos

requerimientos técnicos y legales. El libre acceso está ga-

rantizado por la Ley y supervisado por la ANEEL.

La operación y administración de la Red Básica es res-

ponsabilidad del ONS, que tiene también responsabili-

dad de administrar el despacho de energía desde las

plantas en condiciones optimizadas, involucrando el uso

del sistema interconectado, los embalses y las plantas

térmicas.

Con fecha 5 de abril de 2011 se publicaron en el Diario

Oficial las Portarías Ministeriales 210/2011 y 211/2011 que

equiparan a las dos líneas de interconexión de la Compa-

ñía de Interconexión Energética, S.A. a concesiones de

servicio público, con pago de un peaje regulado. La Re-

muneración Anual Permitida (en adelante “RAP”) es

reajustada anualmente, en el mes de junio, por el Índice

Nacional de Precios al Consumidor Amplio (en adelante

“IPCA”) con revisiones tarifarias cada cuatro años. Se de-

finió una Base de Remuneración Bruta de 1.760 millones

de Reales (US$885 millones) y una Base Neta de 1.160

millones de Reales (US$585 millones). En 2012 ANEEL

autorizó la implementación de refuerzos en las instalacio-

nes de transmisión, reconociendo una inversión adicional

de 47 millones de reales (US$23 millones), en la Base de

Remuneración. La tasa de remuneración aplicable fue de-

finida según la reglamentación vigente en 7,24% (real

después de impuestos). El plazo de la autorización es has-

ta junio de 2020, para la Línea 1, y hasta julio de 2022,

para la Línea 2, con previsión de indemnización de las in-

versiones no amortizadas.

Regulación medioambientalSi bien la Constitución brasileña faculta tanto al Gobierno

Federal como a los gobiernos estatales y locales para dic-

tar leyes destinadas a proteger el medioambiente, la mayo-

ría de los reglamentos ambientales en Brasil se dictan al

nivel del gobierno estatal y local.

Las plantas hidroeléctricas deben obtener concesiones

por los derechos de agua y aprobaciones ambientales.

Las empresas de generación termoeléctricas, de trans-

misión y de distribución deben obtener una aprobación

ambiental de parte de las autoridades de regulación am-

biental.

Sin embargo, sigue en discusión entre Aneel, Agentes y

Sociedad el perfeccionamiento del mecanismo de las ban-

deras, a través de una audiencia pública iniciada el 15 de

diciembre de 2015. El principal cambio es que Aneel propo-

ne subdividir la bandera roja en dos niveles a partir de fe-

brero de 2016.

Reajustes y revisiones de 2015 (Ampla, Coelce y CIEN)

El 1 de marzo de 2015, a través de la Resolución

N°1858/2015, Coelce fue objeto de una revisión extraordi-

naria, cuando su tasa se incrementó en 10,28% para hacer

frente a los aumentos en los cargos (Cuenta de Desarrollo

Energético (CDE) ) y los costos de compra de energía.

La última revisión tarifaria periódica de Coelce se realizó en

2015 para el periodo 2015-2019, aplicada desde el 22 de

abril de 2015 y es provisional porque no se aprobaron las

metodologías de revisión tarifaria en el tiempo. El aumento

adicional promedio de las tarifas fue de 11,69%, según la

Resolución N °1882/2015. En 2016, se calculará la revisión

final y las diferencias positivas y negativas derivadas de la

aplicación de la nueva metodología se incluirán en el reajus-

te de 2016.

En virtud de su contrato de concesión, Ampla recibió un

aumento de la tasa el 15 de marzo de 2015. El incremento

de las tarifas promedio fue de 42,19%, según lo aprobado

en la Resolución N°1.861/2015 y fue revisada el 8 de abril,

debido a la ampliación del plazo para el pago de los fondos

cuenta ACR. Con esta nueva aprobación, la Resolución

N°1.869/2015, las nuevas tarifas tienen un efecto promedio

para los consumidores regulados de 37,34%.

Aneel aprobó el resultado de la primera revisión periódica de

CIEN. Desde el 1 de julio de 2015, las tasas se ajustaron por

-7,49%, según lo aprobado en la Resolución Nº1.902/2015.

Regulación en transmisiónCualquier agente del mercado de energía eléctrica que pro-

duce o consume energía está autorizado para usar la Red

Básica. Los consumidores del mercado libre tienen tam-


mento de las Energías Sustentables (CIFES). La ley estable-

ce, además, un Panel de Expertos que tiene por función

primordial resolver las discrepancias que se produzcan entre

los distintos agentes del mercado eléctrico: empresas eléc-

tricas, operador del sistema, regulador, etc.

Desde un punto de vista físico, el sector eléctrico chileno

está dividido en seis sistemas eléctricos: El Sistema Interco-

nectado Central (SIC), el Sistema Interconectado del Norte

Grande (SING), y cuatro sistemas medianos aislados: Aysén,

Magallanes, Isla de Pascua y Los Lagos. El SIC, principal

sistema eléctrico, donde vive alrededor del 93% de la pobla-

ción chilena, se extiende longitudinalmente por 2.400 km,

uniendo Taltal, por el norte, con Quellón, en la Isla de Chiloé,

por el sur. El SING cubre la zona norte del país, desde Arica

hasta Coloso, abarcando una longitud de unos 700 km, don-

de se encuentra gran parte de la industria minera.

De acuerdo a la Ley Eléctrica, las compañías de generación

y transmisión que operan en un sistema eléctrico interco-

nectado con capacidad instalada igual o superior a 200 MW

deben coordinar sus operaciones en forma eficiente y cen-

tralizada a través de un ente operador denominado Centro

de Despacho Económico de Carga (CDEC), con el fin de pre-

servar la seguridad y operar el sistema a mínimo costo. Para

ello, el CDEC planifica y realiza la operación del sistema, in-

cluyendo el cálculo del costo marginal horario, precio al cual

se valoran las transferencias de energía entre generadores

realizadas en el CDEC. Los CDEC (CDEC-SIC y CDEC-SING),

son entidades autónomas cuya función es coordinar la ope-

ración de un sistema eléctrico. Los sujetos de esta coordina-

ción son las empresas generadoras, transmisoras, subtrans-

misoras y clientes libres.

Regulación en empresas de generación El segmento de generación comprende a las compañías que

poseen plantas para la producción de energía eléctrica, la

cual es transmitida y distribuida a los consumidores finales.

Este segmento se caracteriza por ser un mercado competi-

tivo en donde la electricidad se vende: i) a las compañías

distribuidoras para el suministro a sus clientes regulados

dentro de su área de concesión; ii) a clientes libres o no re-

gulados, principalmente empresas industriales y mineras; y

iii) a otras empresas generadoras, a través en el mercado

spot, por las transacciones de energía y potencia que se rea-

lizan en los CDEC.

Chile

Estructura de la industria La industria eléctrica en Chile se divide en tres grandes seg-

mentos o negocios: generación, transmisión y distribución.

El sector de generación está integrado por empresas gene-

radoras de electricidad. Estas venden su producción a las

empresas distribuidoras, a clientes no regulados y a otras

empresas generadoras, a través del mercado spot. El sector

de transmisión se compone de empresas que transmiten a

alta tensión la electricidad producida por las empresas gene-

radoras. En último lugar, el sector de distribución está defini-

do como el que comprende cualquier suministro a clientes

finales a un voltaje no superior a 23 kV. Estos tres grandes

segmentos o negocios operan en forma interconectada y

coordinada, y su principal objetivo es el de proveer energía

eléctrica al mercado, al mínimo costo y preservando los es-

tándares de calidad y seguridad de servicio exigido por la

normativa eléctrica. Debido a sus características esenciales,

las actividades de Transmisión y Distribución constituyen

monopolios naturales, razón por la cual son segmentos re-

gulados como tales por la normativa eléctrica, exigiéndose

el libre acceso a las redes y la definición de tarifas reguladas.

El sector eléctrico en Chile se encuentra regulado por la Ley

General de Servicios Eléctricos, contenida en el DFL Nº1 de

1982, del Ministerio de Minería, cuyo texto refundido y coor-

dinado fue fijado por el DFL N°4 de 2006 del Ministerio de

Economía (Ley Eléctrica) y su correspondiente Reglamento,

contenido en el D.S. Nº 327 de 1998. Tres entidades guberna-

mentales tienen la responsabilidad en la aplicación y cumpli-

miento de la Ley Eléctrica: la Comisión Nacional de Energía

(CNE), que posee la autoridad para proponer las tarifas regu-

ladas, así como para elaborar planes indicativos para la cons-

trucción de nuevas unidades de generación; la Superinten-

dencia de Electricidad y Combustibles (SEC), que fiscaliza y

vigila el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas

técnicas para la generación, transmisión y distribución eléc-

trica, combustibles líquidos y gas; y, por último, el Ministerio

de Energía que tendrá la responsabilidad de proponer y con-

ducir las políticas públicas en materia energética y agrupa

bajo su dependencia a la SEC, a la CNE y a la Comisión Chi-

lena de Energía Nuclear (CChEN), fortaleciendo la coordina-

ción y facilitando una mirada integral del sector. Cuenta, ade-

más, con una Agencia de Eficiencia Energética y el Centro de

Energías Renovables, el que en noviembre de 2014 fue

reemplazado por el Centro Nacional para la Innovación y Fo-


En Chile existe pago por capacidad, que depende por una

parte del precio utilizado, cuyo cálculo actualiza la Comisión

Nacional de Energía cada cuatro años y que tiene como ob-

jetivo remunerar el desarrollo de una turbina de gas, como la

unidad marginal para aportar potencia a la demanda del sis-

tema. Y por otra, del monto de potencia de cada planta ge-

neradora que es reconocido para efectos de este pago por

capacidad, que determina centralizadamente cada CDEC en

forma anual y que es utilizada para efectos del balance entre

generadores por este concepto. El cargo por capacidad de

cada central es independiente de su despacho y remunera la

disponibilidad y contribución al margen de reserva del res-

pectivo sistema que coordina cada CDEC.

El 30 de diciembre de 2015, la Presidenta de la República

Michelle Bachelet, firmó el Decreto Supremo que aprueba

la nueva estrategia de largo plazo para el sector energía, y

que se encuentra detallada en el documento “Energía 2050

Política Energética de Chile”, elaborado por el Ministro de

Energía con los lineamentos a llevar a cabo en los próximos

años.

Como parte de esta agenda de largo plazo, se ha contempla-

do diversas modificaciones a la normativa que aplica al sec-

tor. Entre ellas, una ley que modificó el esquema de licitacio-

nes para clientes regulados promulgada a comienzos de

2015 y la adecuación al actual marco regulatorio tanto del

segmento de transmisión como el operador del sistema,

que la que al cierre del año 2015, se tramitaba en el Congre-

so Nacional.

Regulación en empresas de distribución El segmento de distribución se define, a efectos regulato-

rios, como todos los suministros de electricidad a clientes

finales, a un voltaje no superior a 23 kV. Las empresas de

distribución operan bajo un régimen de concesión de servi-

cio público, con obligación de servicio a tarifas reguladas

para abastecer a los clientes regulados.

Los consumidores se clasifican de acuerdo al tamaño de su

demanda en clientes regulados, cuya capacidad conectada

es inferior o igual a 500 kW; y clientes libres o no regula-

dos, aquellos con una capacidad conectada superior a

5.000 kW, nuevo límite establecido por la Ley N°20.085.

Los clientes cuya capacidad conectada está en el rango de

500 a 5.000 kW son clientes con capacidad de elección

Como ya se ha relatado, la operación de las empresas gene-

radoras en cada sistema eléctrico es coordinada por su res-

pectivo CDEC. Como consecuencia de esta operación efi-

ciente y coordinada de los sistemas eléctricos, a cualquier

nivel de demanda se entrega el abastecimiento adecuado, al

menor costo de producción posible de las alternativas dispo-

nibles en el sistema. El costo marginal es usado como el

precio de transacción entre generadores para los déficits o

exceso de energía en una base horaria respecto de sus obli-

gaciones contractuales, para lo cual se consideran tanto las

inyecciones en el sistema como los retiros o compras para

abastecer a sus clientes.

En enero de 2015 fue promulgada la Ley 20.805 según la

cual los generadores deben participar en licitaciones de

energía para el mercado regulado por un periodo de hasta 20

años. Las licitaciones se realizan considerando los requeri-

mientos futuros de las demandas de los clientes regulados

atendidos por las empresas distribuidoras con una antela-

ción mínima de 5 años y son supervisadas por la Comisión

Nacional de Energía (el regulador). Esto permite a los gene-

radores ingresos estables y predecibles, evitando la volatili-

dad del costo marginal fomentando así la inversión en el

sector.


Regulación en transmisión

El segmento de transmisión o transporte de electricidad

comprende una combinación de líneas, subestaciones y

equipos para la transmisión de la electricidad desde los

centros de producción (generadores) hasta los centros de

consumo o distribución. La transmisión en Chile se define

como las líneas o subestaciones con un voltaje o tensión

mayor que 23 kV. Las instalaciones de transmisión clasifi-

cadas por la autoridad como troncal o de subtransmisión

son de acceso abierto, no así las instalaciones definidas

como adicionales. Las empresas de transmisión reciben

una renta por el servicio de transmisión que otorgan sin

discriminación a cualquier usuario que lo solicite, a través

del pago de peajes regulado conforme a la legislación vi-

gente.

que pueden optar por tener tarifas reguladas o un régimen

no regulado, por un mínimo de cuatro años en cada régi-

men.

Las empresas de distribución abastecen tanto a clientes re-

gulados, un segmento para el que el precio y las condiciones

de suministro son el resultado de procesos de licitación re-

gulados por la Comisión Nacional de Energía, como a clien-

tes no regulados, a través de contratos bilaterales con los

generadores cuyas condiciones son libremente negociadas

y acordadas.

A partir de enero de 2015, con la promulgación de la Ley

N°20.805, las empresas distribuidoras deben disponer del

suministro permanentemente para el total de su demanda

proyectada a cinco años, para lo cual se deben realizar licita-

ciones públicas de largo plazo de hasta veinte años.

Los procesos de fijación de tarifas de distribución son reali-

zados cada cuatro años con el objeto de establecer el deno-

minado Valor Agregado de Distribución (VAD). Tanto la CNE

como la empresa representativa del área típica en que opera

encargan estudios a consultores independientes para fijar el

respectivo VAD para su área típica. Las tarifas básicas preli-

minares se obtienen ponderando los resultados del estudio

encargado por la CNE y por la empresa en la razón 2/3 – 1/3,

respectivamente. Con estas tarifas básicas se verifica que la

rentabilidad del agregado de la industria esté dentro del ran-

go establecido de 10 por ciento con una margen del ±4 por

ciento.

El modelo de distribución chileno es un modelo consolidado,

ya que a la fecha cuenta con ocho fijaciones tarifarias realiza-

das desde la privatización del sector. El siguiente proceso se

llevará a cabo en 2016.

También cada cuatro años se realizan revisiones tarifarias en

el sector de subtransmisión (las que corresponden a las ins-

talaciones de alta tensión que conectan las redes de distri-

bución con las grandes redes de transmisión). Dicho proce-

so se realiza en forma alternada al proceso de revisión

tarifaria en distribución, de tal forma que se ambos se dis-

tancian en dos años.

Adicionalmente, se realiza cada cuatro años la revisión de

los servicios asociados a la distribución, que corresponde a

diversos servicios no contemplados en la determinación del

VAD, y que deben ser proveídos por las empresas de distri-

bución en su zona de concesión.


cionalmente, la institucionalidad se complementa con tres

Tribunales Ambientales.

En materia de normativa regulatoria se distinguen la Ley

N°19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente, de

1994 y actualizada en 2010, la Ley N°20.417, que Crea el Minis-

terio de Medio Ambiente, el Servicio de Evaluación y la Super-

intendencia del Medio Ambiente (de 2010) y el Reglamento del

Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, de 2012.

Energías renovables no convencionalesEn materia de Energías Renovables No Convencionales

(ERNC), en octubre de 2013 se promulgó la Ley Nº 20698

que incentiva el uso de las ERNC, estableciendo que al año

2025 el 20% de la energía comercializada por las empresas

generadoras deberá ser producida por medios de genera-

ción no convencionales. Esta ley reemplaza una ley anterior

que establecía una meta de 10% al año 2024.

El 8 de enero de 2014 se aprobó el proyecto de ley que facul-

ta al Gobierno para promover interconexiones eléctricas en-

tre sistemas en el proceso de planificación anual. En virtud

de este nuevo marco legal, el 21 de abril de 2015 se publicó

en Diario Oficial el Decreto Nº 158 del Ministerio de Energía

que fija como obra de expansión la Interconexión de los sis-

temas SING y SIC, la que debiera estar en operaciones hacia

finales del año 2018.

Regulación medioambientalLa regulación medioambiental vigente, obedece a un com-

pleto rediseño que se hizo en 2010, y que parte por la crea-

ción de nuevas instituciones ambientales: el Ministerio de

Medio Ambiente, que diseña y aplica políticas, planes y pro-

gramas en materia ambiental, el Servicio de Evaluación Am-

biental (SEA), a cargo de la administración del Sistema de

Evaluación de Impacto Ambiental y la Superintendencia del

Medio Ambiente (SMA), con funciones de fiscalización. Adi-


del MEM está centralizada en un operador del mercado,

compuesto por el Administrador del Sistema de Intercam-

bios Comerciales (ASIC) y el Centro Nacional de Despacho

(CND).

El sector de generación es organizado sobre una base com-

petitiva. Las transacciones de electricidad en el MEM son

llevadas a cabo bajo las modalidades de mercado spot de

energía (corto plazo o mercado diario); Contratos Bilatera-

les (mercado de largo plazo) y el cargo por confiabilidad.

Las empresas de generación deben participar del despacho

central de manera obligatoria, con todas sus plantas de ge-

neración o unidades conectadas al sistema colombiano cu-

yas capacidades sean iguales a 20 MW o superiores (las

plantas con capacidades entre 10 y 20 MW pueden partici-

par opcionalmente). Las empresas de generación que par-

ticipan del despacho central, deben declarar la disponibili-

dad comercial de sus recursos de generación y ofertar el

precio al que desean venderla. Esta energía es despachada

de manera centralizada por el Centro Nacional de Despa-

cho (CND) con criterios de optimización económica y res-

petando las restricciones eléctricas y operativas del siste-

ma.

La comercialización consiste en la intermediación entre los

actores que proveen generación de electricidad, servicios de

transmisión y de distribución y los usuarios de estos servi-

cios. La comercialización puede ser llevada a cabo junto con

otras actividades del sector eléctrico o no.

La transmisión opera bajo condiciones de monopolio y

con ingreso anual fijo garantizado que es determinado por

el valor nuevo de reemplazo de las redes y equipos y por

el valor resultante de los procesos de licitación que adju-

dican nuevos proyectos para la expansión del Sistema de

Transmisión Nacional (STN). Este valor es repartido entre

todos los comercializadores del mercado en proporción a

sus demandas de energía. El Sistema Interconectado Na-

cional (SIN) atiende el 98% de la demanda del país. Los

sistemas no interconectados atienden zonas aisladas del

país.

La distribución se define como la operación de las redes de

distribución local y transmisión regional. Cualquier cliente

puede tener acceso a una red de distribución para lo cual

paga un cargo de conexión. Los distribuidores, u operadores

de red, son responsables de la planificación, inversión, ope-

ración y mantenimiento de redes eléctricas con tensiones

menores a 220 KV.

Colombia

Estructura de la industriaEl sector eléctrico colombiano fue estructuralmente refor-

mado por la Ley 142, de Servicios Públicos Domiciliarios, y la

143, Ley Eléctrica, ambas de 1994. De acuerdo con la Ley

143 de 1994, los diferentes agentes económicos, públicos,

privados o mixtos, pueden participar en las actividades del

sector y gozan de libertad para desarrollar sus funciones en

un contexto de competencia de libre mercado. Para operar o

iniciar proyectos, se debe obtener de las autoridades com-

petentes los permisos respecto de los aspectos medioam-

bientales, sanitarios y derechos de agua, y aquellos de natu-

raleza municipal que sean requeridos.

El Ministerio de Minas y Energía (MME) define la política

del Gobierno para el sector energético. Otras entidades

gubernamentales que juegan un papel importante en la

industria de la electricidad son: la Superintendencia de

Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), entidad que su-

pervisa y audita todas las empresas de servicios públicos;

la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que

es el organismo regulador en energía eléctrica, gas natu-

ral, gas licuado de petróleo (GLP) y combustibles líquidos;

la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), que

es la responsable del planeamiento y expansión de la red

y la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) que

es la autoridad nacional para temas de protección de la

competencia.

La CREG está facultada para dictar reglamentos que rigen

las operaciones técnicas y comerciales, así como las tarifas

para las actividades reguladas. Las principales funciones de

la CREG son establecer las condiciones para la liberalización

progresiva del sector eléctrico hacia un mercado abierto y

competitivo, aprobar los cargos para las redes y los costos

de transmisión y de distribución para el suministro de los

clientes regulados, establecer la metodología para calcular y

fijar tarifas máximas para el suministro del mercado regula-

do; establecer normas para la planificación y coordinación de

las operaciones del sistema; establecer los requisitos técni-

cos de calidad, fiabilidad y seguridad del suministro, y prote-

ger los derechos de los clientes.

El Mercado de Energía Mayorista en Colombia (MEM) se

basa en un modelo de mercado competitivo y opera bajo

principios de acceso abierto. La operación y administración


un agente se distribuye proporcionalmente a todos los co-

mercializadores del sistema colombiano, de acuerdo a su

energía demandada, y estos costos son traspasados a los

clientes finales.

Los generadores conectados al sistema colombiano pueden

también participar del cargo por confiabilidad, que es un me-

canismo que pretende incentivar la inversión en el parque

generador para asegurar la atención de la demanda del país

en el largo plazo. El cargo consiste en la asignación de Obli-

gaciones de Energía Firme (OEF) mediante una subasta des-

cendente para los nuevos agentes interesados en desarro-

llar proyectos de generación, quienes deben garantizar al

sistema dicha cantidad de energía para un periodo determi-

nado. La asignación para los generadores existentes se hace

anualmente y para los proyectos nuevos por hasta veinte

años. La OEF es un compromiso de parte de la empresa

generadora, respaldada por sus recursos físicos, que la

respaldan para producir energía firme. El generador que ad-

quiere una OEF recibirá una compensación fija durante el

periodo del compromiso, sea que el cumplimiento de su

obligación sea requerido o no.

El precio por cada KWh hora de OEF corresponde al valor de

cierre en la subasta por energía firme o cargo por confiabili-

dad. Cuando esta energía firme es requerida, lo que ocurre

cuando el precio spot sobrepasa el precio de escasez, se

realiza un balance de cumplimiento del agente, donde se

verifica en el despacho ideal si el agente cubrió sus OEF con

recursos propios, entregó excedentes u otro agente cubrió

sus OEF, en cuyo caso se balancean las diferencias valo-

radas al precio spot.

Regulación en empresas de distribuciónEn Colombia, las distribuidoras tienen libertad para adquirir

su suministro, pudiendo definir las condiciones de los proce-

sos de licitación pública para adquirir la energía requerida

para el mercado regulado y pudiendo también acudir al mer-

cado spot para su comprar energía. El precio que paga el

usuario final refleja un promedio del precio de compra. Des-

de 2004, la CREG está trabajando en una propuesta para

modificar la operativa de contratación en el mercado colom-

biano, denominado Mercado Organizado -MOR-, que pasaría

a ser un sistema electrónico de contratos. Este mecanismo

reemplazaría las licitaciones actuales por subastas de ener-

gía con condiciones comerciales estandarizadas, en donde

Regulación en empresas de generación

El Estado colombiano puede participar en la ejecución y ex-

plotación de proyectos de generación al igual que el sector

privado. La Ley 142 de 1994, que estableció el régimen legal

de los servicios públicos domiciliarios y Ley 143 de 1994,

enfocada en particular el servicio de energía eléctrica, deter-

minó los tipos de entidades autorizados para prestar servi-

cios públicos domiciliarios, en este sentido se creó la “em-

presa de servicios públicos”, como el vehículo fundamental

para dicha prestación.

En el mercado de energía de corto plazo, operativamente el

CND recibe cada día las ofertas de precios y la declaración

de disponibilidad comercial para cada hora en el día siguien-

te, de todos los generadores participantes del Mercado Ma-

yorista. Con base en esta información, el CND realiza un

despacho económico mediante un procedimiento optimiza-

do para el periodo de 24 horas del día siguiente, tomando en

cuenta las restricciones eléctricas y operativas del sistema,

así como otras condiciones necesarias para satisfacer la de-

manda de energía esperada para el siguiente día de manera

segura, confiable y económica, desde el punto de vista del

costo. A diferencia del resto de países en los que el despa-

cho es centralizado con base en costes variables de produc-

ción, en Colombia el despacho se basa en precios ofertados

por los agentes.

La bolsa de energía es un mercado de ajustes, donde se

vende o compra el exceso o déficit de energía resultante del

cumplimiento de los contratos frente a la demanda real de

energía de generadores y comercializadores. En la bolsa de

energía se establece el precio spot, determinado por el ASIC

después del día de operación mediante un procedimiento

optimizado para el periodo de 24 horas del día denominado

despacho ideal, que supone una capacidad infinita de trans-

misión en la red y tiene en cuenta las condiciones iniciales

de operación, estableciendo de esta forma qué generadores

debieron ser despachados para satisfacer la demanda real.

El precio remunerado a todos los generadores que resulten

despachados por mérito de precio es el precio del generador

más caro despachado en cada hora bajo el despacho ideal.

Las diferencias de costo entre el ‘despacho económico’ y el

‘despacho ideal’ son llamadas “costos de restricción”. El cos-

to de cada restricción es asignado en principio al agente res-

ponsable de la restricción y cuando no es posible identificar


los comercializadores del STN en proporción a su demanda

de energía.

La construcción, operación y mantenimiento de los nuevos

proyectos es adjudicado a la empresa que ofrece el menor

valor presente de flujos de caja necesarios para llevarlo a

cabo.

Regulación en la comercialización El mercado de comercialización está dividido en clientes re-

gulados y clientes no regulados. Los clientes en el mercado

libre o no regulado pueden contratar libremente su suminis-

tro eléctrico directamente de un generador o de un distribui-

dor, actuando como comercializadores, o de un comerciali-

zador puro. El mercado de clientes no regulados, consiste

de clientes con una demanda máxima superior a 0,1 MW o

un consumo mensual mínimo de 55 MWh.

La comercialización puede ser realizada por generadores,

distribuidores o agentes independientes, que cumplen

con ciertos requerimientos. Las partes acuerdan libre-

la demanda a contratar se trataría como una única demanda

agregada.

Los cargos de distribución son fijados por la CREG basado

en el valor nuevo de reemplazo de los activos de distribución

existentes, el costo de capital, los activos no eléctricos, así

como los costos operacionales y de mantenimiento para

cada compañía, y se definen para cuatro niveles de voltaje

diferentes, así: Nivel 1 menor a 1 kV, Nivel 2 mayor o igual a

1 kV y menor a 30 kV, Nivel 3 mayor o igual a 30 kV y menor

a 57,5 kV y Nivel IV hasta mayor o igual a 57,5 kV y menor a

220 kV. Los Niveles 1, 2 y 3 de tensión son denominados

Sistemas de Distribución Local (SDL) y el Nivel 4 se denomi-

na Sistema de Transmisión Regional (STR).

Durante 2009, después de auditar la información reportada

por las compañías, la CREG determinó los cargos de distri-

bución aplicables, los cuales son fijados para un periodo de

cinco años, y actualizados mensualmente de acuerdo al índi-

ce de precios al productor. En la actualidad está en curso el

proceso de revisión de los cargos de distribución para el

quinquenio 2015 a 2019. Uno de los aspectos objeto de dis-

cusión es la tasa de rentabilidad reconocida, que actualmen-

te está fijada por la CREG en 13,9%, antes de impuestos

para los activos de distribución local y en 13% para los acti-

vos de transmisión regional con base en la metodología

WACC/CAPM. La metodología para el cálculo de los cargos

de distribución incluye un esquema de incentivos para los

costos de administración, de operación y mantenimiento a

partir de la calidad de servicio. Para las pérdidas de energía

la regulación establece una senda de índices de pérdidas

reconocidas a incluir en tarifa.

Regulación en transmisión Las redes de transmisión que operan a 220 kV o superiores

constituyen el Sistema de Transmisión Nacional (STN). La ta-

rifa de transmisión incluye un cargo que cubre los costos de

operación de las instalaciones, y un cargo por uso que aplica

sólo a los comercializadores quienes lo traspasan directa-

mente a los usuarios finales.

La CREG garantiza a las empresas de transmisión un ingreso

fijo anual. Este ingreso es determinado por el valor de repo-

sición a nuevo de la red y equipos, y por el valor resultante

de los procesos de licitación que han adjudicado nuevos pro-

yectos para la expansión del STN. Este valor es atribuido a


medioambiente por medio de un pago por sus actividades a

una tarifa regulada a las municipalidades y a las corporacio-

nes ambientales en las localidades donde se encuentran las

centrales. Las centrales hidroeléctricas deben pagar el 6%

de su generación y las centrales térmicas deben pagar el 4%

de su generación, con tarifas que son determinadas anual-

mente.

En 2011, el Decreto 3.570 estableció la nueva estructura del

sector medioambiental, creando el Ministerio de Ambiente y

Desarrollo Sostenible (previamente, las funciones del Minis-

terio de Ambiente estaban establecidas junto con las funcio-

nes del Ministerio de Vivienda). Ese mismo año, el Decreto

3.573 creó la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales

como entidad responsable del otorgamiento y seguimiento

de licencias, permisos y trámites ambientales de competen-

cia del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible.

En los últimos años, la regulación medioambiental para el

sector eléctrico ha estado enfocada a regular aspectos rela-

cionados con: i) las emisiones de las plantas; ii) la formula-

ción, expedición e implementación de la Política Nacional

para la Gestión Integral del Recurso Hídrico, la actualización

de la normativa asociada a vertimientos, la reglamentación

de una metodología para el cálculo del caudal ambiental, y

el ordenamiento y manejo de cuencas hidrográficas); iii) la

expedición del manual de compensaciones por pérdida de

biodiversidad para proyectos sujetos a licenciamiento am-

biental; iv) la actualización del marco regulatorio de licencia-

miento ambiental y la reglamentación del régimen sancio-

natorio ambiental.

En Colombia, actualmente existe una senda indicativa de

participación de las ERNC en el Sistema Energético Nacional

del 3,5% en 2015, y del 6,5% en 2020. En 2014, se expidió

la Ley 1.715, por medio de la cual se regula la integración de

las ERNC al Sistema Energético Nacional, con el objetivo de

promover el desarrollo y la utilización de las fuentes no con-

vencionales de energía y fomentar la gestión eficiente de la

energía.

En 2015, el Ministerio de Minas y Energía expidió el Decreto

2.143 de 2015, que define los lineamientos para la aplicación

de los incentivos fiscales y tributarios establecidos en la Ley

1.715. A partir de este, se están diseñando los procedimien-

tos para acceder a los beneficios propuestos en la mencio-

nada ley.

mente los precios de transacciones para los clientes no

regulados.

El comercializador de energía es responsable de facturar

los costos de electricidad a los consumidores finales y

transferir los pagos a los diferentes agentes de la industria.

La comercialización para clientes regulados está sujeta al

“régimen de libertad regulada” en el que las tarifas son fi-

jadas por cada comercializador utilizando una combinación

de las fórmulas generales de costo determinadas por la

CREG, y los costos de comercialización individuales apro-

bados por la CREG para cada comercializador. Las tarifas

incluyen, entre otros, costos de abastecimiento de energía,

cargos de transmisión, cargos de distribución y un margen

de comercialización. Adicionalmente, los costos finales del

servicio están afectados por subsidios o contribuciones

que son aplicados de acuerdo al nivel socioeconómico de

cada usuario.

Las tarifas o cargo de comercialización para los clientes re-

gulados deben ser revisadas cada cinco años y se deben

actualizar mensualmente por el Índice de Precios al Consu-

midor. Los cargos de comercialización vigentes se encuen-

tras en proceso de revisión, con lo cual se espera la aplica-

ción de nuevos cargos en 2016.

Regulación medioambientalEl marco legal para la regulación ambiental en Colombia fue

establecido en la Ley 99/1993, que también creó el Ministe-

rio de Medioambiente, como la autoridad para la definición

de políticas medioambientales. El ministerio define, emite y

ejecuta las políticas y los reglamentos enfocados a la recu-

peración, conservación, protección, organización, adminis-

tración y uso de recursos renovables.

Cualquier entidad que contemple desarrollar proyectos o ac-

tividades en relación a la generación, interconexión, transmi-

sión o distribución de electricidad, que puedan ocasionar un

deterioro ambiental, debe obtener primero una licencia am-

biental.

De acuerdo a la Ley N°99, las plantas generadoras que tiene

una capacidad instalada total superior a 10 MW y usen el

recurso hídrico, deben contribuir a la conservación del


cuales representan menos de 7% de la producción total na-

cional.

Las principales características de la industria eléctrica en

Perú son: (i) la separación de las tres actividades: genera-

ción, transmisión y distribución; (ii) libre mercado para el su-

ministro de energía a clientes no regulados; (iii) un sistema

de precios para el mercado regulado, basado principalmente

en un régimen de licitaciones de largo y corto plazo.

Regulación en empresas de generación Las empresas de generación que poseen u operan una planta

generadora con una capacidad instalada mayor que 500 KW

requieren de una concesión definitiva otorgada por el MINEM.

La coordinación de despacho de las operaciones eléctricas,

la determinación de los precios spot y la administración de

las transacciones económicas que ocurren en el SEIN, son

gestionadas por el COES.

Los generadores pueden vender su energía directamente a

distribuidoras y clientes libres y liquidar sus diferencias en el

mercado spot a costo marginal. Las ventas a clientes no re-

gulados son efectuadas a precios y condiciones mutuamen-

te acordadas, los que incluyen peajes y compensaciones por

el uso de los sistemas de transmisión y de ser el caso, los

cargos por el uso de las redes de distribución.

La Ley de Concesiones Eléctricas permite la suscripción de

contratos bilaterales a un precio no mayor que la tarifa de barra,

Perú

Estructura de la industriaEl marco jurídico general aplicable a la industria eléctrica pe-

ruana está constituido, principalmente, por la Ley de Conce-

siones Eléctricas (Decreto Ley N° 25.844 de 1992) y sus nor-

mas reglamentarias.

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) define las políti-

cas de energía aplicables a nivel nacional, regula conjunta-

mente con el Ministerio del Ambiente las cuestiones am-

bientales aplicables al sector de la energía y es la autoridad

competente para el otorgamiento y la caducidad de las auto-

rizaciones y concesiones para las actividades de generación,

transmisión y distribución.

El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Mine-

ría (Osinergmin) es la entidad reguladora que controla y fis-

caliza el cumplimiento de las normas legales y técnicas rela-

cionadas con las actividades de electricidad, hidrocarburos y

minería, y hace cumplir las obligaciones establecidas en los

contratos de concesión. Por su parte la Gerencia Adjunta de

Regulación Tarifaria de Osinergmin (GART) es la autoridad

competente para la determinación de las tarifas reguladas.

Osinergmin también controla y supervisa los procesos de

licitación requeridos por las empresas distribuidoras para

comprar energía a los generadores.

Por su parte, el Organismo de Evaluación y Fiscalización Am-

biental (OEFA) adscrito al Ministerio del Ambiente, es res-

ponsable de la supervisión y fiscalización de las obligaciones

ambientales contenidas en los instrumentos ambientales

aprobados.

El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) es

el Operador del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

(SEIN), coordina el despacho de las unidades de generación

en función del mínimo costo, prepara diversos estudios que

sirven de base para los cálculos anuales de los precios de

barra, administra el mercado de corto plazo y elabora el

Plan de Transmisión del Sistema Garantizado. En el COES,

están representadas las empresas de generación, transmi-

sión y distribución, así como los Grandes Usuarios (clien-

tes libres con consumo superior a 10 MW).

En zonas rurales existen pequeños sistemas eléctricos aisla-

dos que suministran electricidad en áreas específicas, los


nado “Costo Marginal Idealizado”, éste supone que para

efectos del despacho económico los costos marginales de

corto plazo del SEIN se determinan considerando que no

existe restricciones de gas natural (producción o transporte),

ni de transmisión de electricidad; y que los costos margina-

les no podrán ser superiores a un valor límite definido por el

Ministerio de Energía y Minas. Dicho Decreto de Urgencia

tiene vigencia hasta el 31 de diciembre de 2016.

En Perú existe pago por capacidad, determinado por el mon-

to que remunera el desarrollo de una turbina de gas, como la

unidad marginal para aportar la demanda del sistema. Al

igual que en Chile el cargo por capacidad es independiente

de su despacho y remunera la disponibilidad y contribución

al margen de reserva objetivo señalado por las autoridades

competentes.

Regulación en empresas de distribución La tarifa eléctrica para clientes regulados incluye cargos por

energía y potencia, para generación y transmisión, y el Valor

en el caso de clientes regulados, o a un precio acordado por

las partes en el caso de clientes no regulados. Además, de

este método bilateral, la Ley 28.832 de 2006, denominada

Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación

Eléctrica, estableció también la posibilidad de que los distri-

buidores puedan satisfacer la demanda de sus clientes regu-

lados y no regulados bajo contratos suscritos después de un

proceso de licitación de potencia y energía supervisado por

Osinergmin. La aprobación de este mecanismo es importan-

te para los generadores porque les permite disponer de un

precio estable durante la vida del contrato, que no es fijado

por el ente regulador y que puede tener una duración de

hasta veinte años.

A raíz de la introducción del mecanismo de licitaciones, la

mayor parte de los contratos para vender energía a las em-

presas de distribución para la atención de sus clientes, deri-

van de estas licitaciones. Sólo una pequeña parte de la elec-

tricidad comprada por las empresas de distribución, se

mantiene bajo el esquema de contratos bilaterales.

Otra norma que impactó sobre el mercado eléctrico fue el

Decreto de Urgencia N°049-2008, que introdujo el denomi-


radora o para llevar energía a un consumidor final. Por su

parte, las instalaciones construidas a partir de 2006 se divi-

den en Sistema Garantizado que son líneas para uso común,

que son parte del Plan de Transmisión que elabora el COES

y cuyo peaje es pagado por toda la demanda del sistema y el

Sistema Complementario, que son aquellas líneas que co-

nectan a una central eléctrica o a un usuario con el sistema

y que son pagadas por el beneficiario.

El Plan de Transmisión, elaborado por el COES y aprobado

por el MINEM, determina el desarrollo de las líneas del Sis-

tema Garantizado, las cuales son licitadas mediante un es-

quema BOOT con un plazo de 30 años. Las concesionarias

de transmisión del sistema garantizado reciben un ingreso

anual fijo derivado de dichas licitaciones.

Las líneas del sistema complementario se desarrollan me-

diante planes de inversión presentados por los agentes y

aprobados por Osinergmin, entidad que calcula el costo me-

dio anual a remunerar por cada instalación, considerando

costos estándares de inversión, operación y mantenimiento,

una tasa de actualización de 12% antes de impuestos y una

vida útil de 30 años.

Normativa medioambientalEl marco legal medioambiental aplicable a las actividades

relacionadas con la energía en el Perú está estipulado en la

Ley General del Ambiente (Ley N° 28.611) y en el Reglamen-

to de Protección Ambiental para las Actividades Eléctricas

(Decreto Supremo 029-94-EM).

En 2008, el MINEM promulgó el Decreto Supremo 050-

2008 para incentivar la generación de electricidad por me-

dio de Energías Renovables No Convencionales (ERNC).

Dicho Decreto estipula que hasta el 5% de la demanda

del SEIN puede ser suministrada con la utilización de

ERNC. Este tope del 5% podría ser revisado por las auto-

ridades competentes en función del Plan Nacional de

Energías Renovables. Las tecnologías consideradas como

recursos renovables son: biomasa, eólica, mareomotriz,

geotérmica, solar y mini-hidroeléctrica (hidroeléctrica me-

nor a 20 MW).

En la actualidad este porcentaje de ERNC alcanza al 2,1% de

la demanda del SEIN, con la reciente licitación convocada

por el Gobierno se alcanzaría el tope del 5%.

Agregado de Distribución (VAD) que considera un retorno

regulado por las inversiones, cargos fijos por operación y

mantenimiento, y un porcentaje estándar por pérdidas de

energía en distribución.

En septiembre de 2015 fue publicado el Decreto Legislati-

vo N°1221, a través del cual se establece que la fijación del

VAD (Valor Agregado de Distribución) se efectuará cada

cuatro años y será calculado para cada empresa (antes se

calculaba el VAD para una empresa que era representativa

de un grupo o sector típico y este VAD se aplicaba a todas

las empresas que conformaban ese grupo respectivo).

Además, se reconocerá un cargo adicional en la tarifa para

los proyectos de innovación tecnológica y eficiencia ener-

gética previamente aprobados por el Osinergmin, se otor-

gará incentivos por mejora de calidad de servicio y la posi-

bilidad de ampliar las zonas de concesión de las

distribuidoras asumiendo zonas rurales aledañas a sus zo-

nas de concesión.

El retorno real sobre la inversión de una empresa de distri-

bución depende de su desempeño respecto de los están-

dares fijados por Osinergmin para una empresa modelo

teórica. El sistema de tarifa permite un retorno mayor a las

empresas de distribución que son más eficientes que la

empresa modelo. Las tarifas preliminares son determina-

das tomando como base los resultados del estudio contra-

tado por la empresa, corregido según las observaciones

del Osinergmin. Las tarifas preliminares son comprobadas

para asegurar que la tasa interna de retorno es de 12%,

con una variación cercana al 4%. Además, las tarifas están

indexadas al tipo de cambio y al precio de commodities

como el cobre y el aluminio, con lo cual las tarifas no tienen

riesgo cambiario.

Durante el último proceso de fijación de tarifas OSINERG-

MIN definió las tarifas de Edelnor para el periodo noviembre

de 2013 a octubre de 2017.

Regulación en transmisiónLas actividades de transmisión se encuentran bajo regíme-

nes distintos: las instalaciones construidas antes de 2006 se

dividen en Sistema Principal que es para uso común y permi-

te el flujo de energía a través de la red nacional y el Sistema

Secundario que son redes de flujo mayormente unidireccio-

nal y que sirven para evacuar energía desde una planta gene-

Negocios de la Compañía


Descripción del negocio Eléctrico por país

Operaciones en Argentina

Capacidad Instalada, Generación y Ventas de EnergíaCapacidad instalada (MW)(1) 2014 2015

Costanera

Costanera (turbo vapor) 1.138 1.138

Costanera (ciclo combinado) 859 859

Central Buenos Aires (ciclo combinado) 327 327

Total 2.324 2.324

El Chocón

El Chocón (hidroeléctrica) 1.200 1.200

Arroyito (hidroeléctrica) 128 128

Total 1.328 1.328

Total Argentina 3.652 3.652

Generación de energía eléctrica (Gwh)(2)

Costanera 6.972 8.167

El Chocón 2.632 3.239

Total generación en Argentina 9.604 11.406

Ventas de energía eléctrica (Gwh)

Costanera 7.051 8.168

El Chocón 3.391 3801

Total ventas en Argentina 10.442 11.968

(1) Potencias calculadas de acuerdo a la norma operativa de Endesa Chile N°38 “Norma para definición de potencia máxima en cen-trales hidroeléctricas y termoeléctricas de Endesa Chile” a 31 de diciembre de cada año.

(2) Corresponde a la generación total, descontados los consumos propios, las pérdidas de transmisión y otros consumos no facturados.

Negocios de la Compañía 137

Proyecto motogeneradoresEl cronograma de montaje y puesta en marcha del proyecto

preveía la entrada en servicio comercial de los 4 motogene-

radores a partir del 1 de junio de 2015.

Al iniciar 2015 la marcha de la obra experimentaba cierto gra-

do de atraso, sin que ello comprometiera la fecha para el

servicio comercial.

En marzo de 2015, por los atrasos del contratista de montaje

Ingeniería Ronza, se debió elaborar un plan de contingencia

para la puesta en marcha de los motores tratando de mante-

ner la fecha comprometida. A pesar de las medidas adopta-

das, Ingeniería Ronza no pudo entregar la obra para el inicio

del commissioning por parte de Wärtsilä, previsto para el 30

de abril de 2015.

En consecuencia, se debió fijar una nueva fecha para la

puesta en marcha el 31 de julio de 2015 y extender los traba-

jos de Wärtsilä con mayores costos por € 364.000.

En noviembre se realizó el commissioning con gas oil de los

4 motogeneradores, ensayos de puesta en marcha y verifi-

cación de valores garantizados, sin novedad.

A principios de diciembre se solicitó la habilitación comercial a

Cammesa con la presentación de los Estudios de Etapa II, se-

gún los procedimientos para la conexión de nueva generación.

Considerando los mayores costos y trabajos adicionales re-

gistrados en el desarrollo de la obra los montos resultaron

inferiores a los US$43,5 millones (IVA incluido) autorizados

para el proyecto.

Actividades y proyectos Endesa Chile participa en la generación de energía eléctrica

en Argentina a través de Costanera e Hidroeléctrica El Cho-

cón, en las cuales controla, directa e indirectamente, 75,68%

y 65,37% de la propiedad, respectivamente.

Estas empresas poseen en conjunto 3.652 MW de capaci-

dad instalada. Dicha potencia representó a fines de 2015,

10,9% de la capacidad instalada del SIN argentino.

La generación eléctrica de dichas sociedades alcanzó al 31

de diciembre de 2015, los 11.406 GWh, 8,3% de la genera-

ción total de dicho país.

Costanera e Hidroeléctrica El Chocón participan en socieda-

des a cargo de la operación de dos ciclos combinados, inicia-

tivas coordinadas por el Fondo para Inversiones Necesarias

que Permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el

Mercado Eléctrico Mayorista (FONINVEMEN), con 5,33% y

18,85% de la propiedad, respectivamente.

Respecto del proyecto Vuelta de Obligado S.A. (VOSA), que

contempla la instalación de un Ciclo Combinado del orden

de 800 MW, Costanera e Hidroeléctrica El Chocón, durante

2015, continuaron cumpliendo con las obligaciones que les

caben respecto al proyecto de generación VOSA, fruto del

acuerdo que se firmó entre la Secretaría de Energía y las

principales empresas de generación de energía eléctrica, el

cual fuera suscripto por ambas sociedades. La central co-

menzó a operar en Ciclo Simple las dos turbo gas de 270

MW cada una. Para octubre de 2016 está programada la en-

trada en servicio de la totalidad de las instalaciones de la

nueva central que están conformadas por un Ciclo Combina-

do de 2 Turbinas de Gas y 1 Turbina de Vapor.

Una vez puesto en funcionamiento el ciclo combinado se

iniciará la devolución de la deuda que mantiene CAMMESA

con las empresas generadoras que aportaron a dicho pro-

yecto a través de un contrato de abastecimiento durante 10

años a una tasa Libor de 30 días más 5%, conforme al

Acuerdo Generadores 2008-2011.

Otras generadoras conectadas al SIN argentino son: AES Ali-

cura, Sadesa, Capex, Petrobras, Pampa Generación y Plus-

petrol.


ciones con la Secretaria de Energía, se logró el Acuerdo

con el Gobierno para el tratamiento del solapamiento de

ingresos por los contratos de disponibilidad de Endesa

Costanera mediante la nota SSEE Nº 476/15. El 3 de julio

de 2015 se firmaron las adendas I y III de los contratos

Ciclos Combinados y TV’s.

Para Costanera, la implementación de la Resolución 482/15

produjo un incremento en la remuneración de los Cargos

Fijos del orden de 28% para los Ciclos Combinados y para

las Turbinas de Vapor. La remuneración de los Cargos Varia-

bles aumentó un 23%. El concepto de Remuneración Adi-

cional incrementó un 25%, mientras que el concepto remu-

neratorio para mantenimiento no recurrentes fue

incrementado en un 17,5%. Adicionalmente, se incorporaron

los recursos para las inversiones del Foninvemem 2015-2018

y los incentivos a la producción de energía y la eficiencia

operativa que se aplican solo si está vigente el Acuerdo para

la Gestión y Operación de Proyectos Aumento de la Disponi-

bilidad de Generación Térmica y Adaptación de la Remunera-

ción de la Generación 2015-2018.

En julio de 2015, se solicitó al Subsecretario de Energía

Eléctrica -mediante la nota GG1380/15- la inclusión de tra-

bajos complementarios dentro del Contrato de Disponibili-

dad de Ciclos Combinados. Los trabajos a incluir son: ex-

tensión de vida útil del CC Siemens por US$7,94 millones;

finalización de la obra de inyección de agua para control de

emisiones de Nox en CC Siemens por US$2,92 millones;

repuesto para generador de la unidad TV CC MHI por

US$2,25 millones; y modernización del sistema de control

CC MHI por US$3,00 millones. La compañía se encuentra

a la espera de la respuesta correspondiente. Se está ges-

tionando ante CAMMESA un adelanto de fondos a cuenta

para afrontar el anticipo solicitado por el proveedor Sie-

mens para poder llevar a cabo el mantenimiento programa-

do del ciclo.

En el plano de las finanzas, durante el 2015 se continuó con

la estrategia financiera adoptada ya en ejercicios anteriores,

de priorizar el manejo conservador de las mismas de manera

de asegurar los recursos financieros necesarios para la ade-

cuada operación de la central.

En relación con la reestructuración efectuada en 2014 del

pasivo más importante de la compañía con Mitsubishi Cor-

poration, cabe destacar que el 15 de diciembre de 2015, se

abonó la cuota de US$3,0 millones de acuerdo al cronogra-

ma establecido.

CostaneraSe encuentra localizada en la ciudad de Buenos Aires y po-

see seis unidades turbo vapor por un total de 1.138 MW, las

que pueden generar con gas natural o fuel oil. También opera

dos ciclos combinados de 859 MW y 327 MW, respectiva-

mente, totalizando la capacidad instalada de 2.324 MW.

En 2015, la generación neta fue de 8.167 GWh y la energía

vendida alcanzó los 8.168 GWh.

A nivel de sistema, la demanda de energía eléctrica aumen-

tó 4,4% respecto de 2014.

Durante 2015, CAMMESA realizó el despacho del SADI, se-

gún las resoluciones establecidas por la Secretaría de Ener-

gía, en dicho contexto, ha priorizado el despacho de las uni-

dades térmicas más eficientes con Gas Natural y el de las

unidades turbovapor consumiendo Fuel Oil (FO).

Con respecto del Gas Natural utilizado para el despacho del

MEM, el mismo resultó de considerar la disponibilidad de

Gas Natural Nacional e importado según cuota asignada al

sector usinas.

Al igual que en años anteriores se realizó un programa de

mantenimiento, las tareas más importantes del mismo se

centraron en el aporte de personal propio para la realización

de las obras complementarias del Proyecto de Rehabilita-

ción de las Unidades Turbovapor, por una parte, y en man-

tener el resto de las unidades en servicio por otra.

En lo referente a la rehabilitación de las Unidades Conven-

cionales, cabe citar que durante el transcurso de 2015 se

concluyó la rehabilitación de las unidades Nº 2 y Nº 4 con

muy buenos resultados.

La rehabilitación de las unidades restantes se espera finali-

cen en el transcurso del próximo año.

Con respecto a los Ciclos Combinados, destaca el positivo

desempeño del Ciclo Combinado Mitsubishi (CCII) con una

generación superior a los 5.000 GWh netos.

En otro orden, con respecto a la metodología a aplicar

para compatibilizar las remuneraciones de la Resolución

SE Nº 95/2013 y los Contratos de Disponibilidad de Ciclos

Combinados y Turbovapor (TV’s) y en adición a lo informa-

do el año anterior, cabe mencionar que luego de negocia-


dades números 3 y 4 y el transformador principal T3CH de la

Central El Chocón.

Cabe destacar que en 2015, Hidroeléctrica El Chocón avanzó

en el proyecto de reemplazo del aceite mineral por biodegra-

dable en 2 de las 6 compuertas de toma de la Central El

Chocón, lográndose una importante mejora desde el punto

de vista Medioambiental. Se prevé completar el reemplazo

en las 4 compuertas restantes en 2016.

A mediados de 2015 se habilitaron 3 separadores de hidro-

carburos instalados en la Central Arroyito para evitar que

eventuales pérdidas de aceite en los intercambiadores agua/

aceite de los cojinetes de turbina pudieran llegar al río Limay.

Para Hidroeléctrica El Chocón S.A., la implementación de la

Resolución 482/15 produjo un incremento de la remunera-

ción variable del orden del 23% y para los costos fijos supe-

rior al 27% para Hidros Grandes y del 64% para Hidros Me-

dianas. La remuneración adicional no presentó cambios y se

incorpora a su remuneración el concepto por “Remunera-

ción de Mantenimiento no Recurrente”. Adicionalmente, se

incorporaron los efectos positivos de los recursos para las

inversiones del Foninvemem 2015-2018 y los inventivos a la

producción de energía y la eficiencia operativa.

Con referencia al costo de transporte eléctrico, la Resolución

482/15 otorga el reconocimiento del mismo a las centrales

hidroeléctricas.

Hidroeléctrica El Chocón Hidroeléctrica El Chocón S.A. (HECSA) es una compañía de

generación de energía hidroeléctrica, que opera los aprove-

chamientos El Chocón y Arroyito, ubicados sobre el río Li-

may. Se ubica en las provincias de Neuquén y Río Negro. El

complejo hidroeléctrico tiene una capacidad instalada total

de 1.328 MW, y comprende las centrales de El Chocón, con

una potencia instalada de 1.200 MW (central hidráulica de

embalse artificial ) y Arroyito, con una capacidad instalada de

128 MW, utilizando ambas las aguas de los ríos Limay y Co-

llón Curá para generar.

El aprovechamiento hidroeléctrico de El Chocón está ubica-

do en la región denominada Comahue, formada por las pro-

vincias argentinas de Río Negro, Neuquén y la parte sur de

las provincias de Buenos Aires. El Chocón se encuentra so-

bre el río Limay, a unos 80 km aguas arriba de su confluencia

con el río Neuquén. Arroyito es el dique compensador de El

Chocón y está emplazado sobre el mismo río, 25 km aguas

abajo.

El año hidrológico iniciado el 1 de abril de 2015 se ha carac-

terizado como año seco después de 5 años secos consecu-

tivos. Por lo tanto, los aportes hidrológicos de las cuencas de

los ríos Limay y Collón Curá fueron similares a los registra-

dos en años anteriores, por tal razón el criterio operativo apli-

cado por el Organismo Encargado de Despacho, fue de res-

tringir el uso de las reservas estratégicas acumuladas. Esta

modalidad dio como resultado el mantenimiento y leve dis-

minución de las reservas energéticas del Comahue, respec-

to a las de 2014.

Como resultado del despacho del embalse de El Chocón al

cierre del ejercicio 2015, la generación neta del complejo El

Chocón/Arroyito fue de 3.235 GWh, alcanzando la cota del

embalse los 379,78 m.s.n.m. al 31 de diciembre de 2015. La

reserva de energía en los embalses del Comahue era de

6.582 GWh, de los cuales 2.512 GWh corresponden a las

reservas de El Chocón, ambos valores medidos respecto de

la condición de cota mínima de Franja de Operación Extraor-

dinaria (FOE).

En lo que se refiere al aspecto operacional, la disponibilidad

acumulada en 2015 del complejo El Chocón-Arroyito fue de

97,89%, habiéndose cumplido en forma satisfactoria el Man-

tenimiento Programado para ambas Centrales. También se

complementó la Modernización del Sistema de Proteccio-

nes, Excitación y Secuencia de Arranque/Parada de las uni-


Esquema de Remuneración de Costos de Generación – Resolución S.E. N°482/15El 17 de julio de 2015 fue publicada la Resolución SE N°

482/2015 del Registro de la Secretaria de Energía, que reem-

plaza la Resolución SE N°529/2014 y que adecúa la remune-

ración de los distintos componentes de la estructura de cos-

tos de los agentes del MEM tipo térmico convencional o

hidráulico nacional para los bloques de energía que no sean

comercializados mediante contratos de energía regulados

por la Secretaría de Energía. Esta resolución comprende la

incorporación de distintos mecanismos tendientes a asegu-

rar el abastecimiento de energía eléctrica a precios razona-

bles compatible con el sostenimiento de la competitividad

económica local promoviendo un desarrollo sustentable al

sector. Con el objetivo de incrementar la potencia disponible

y la eficiencia operativa de las unidades generadoras de

energía eléctrica, se adecuan las metodologías de remune-

ración de la generación térmica, estableciendo mecanismos

de ajuste de la remuneración de los costos variables (no

combustibles) en función del factor de despacho de las uni-

dades de generación y de la eficiencia de su consumo real

de combustibles frente a los valores adoptados como refe-

rencia en ese fin. Se incluyen a la norma recursos adiciona-

les destinados a las inversiones a ser desarrolladas en el

FONINVEMEM 2015-2018.

Lo definido en esta resolución es de aplicación a partir de las

transacciones económicas correspondientes al mes de fe-

brero 2015 para los generadores que hayan adherido a la

Resolución N° 95/13 de la SE.

Con esta nueva resolución, la SE resuelve lo siguiente:

(i) Reemplazo de los ANEXOS I, II, III, IV, y V de la Resolu-

ción N° 529/14 por los ANEXOS I, II, III, IV y V de la Re-

solución 482/2015 que actualiza los valores remunerati-

vos de costos fijos, variables, remuneración adicional y

mantenimiento no recurrente.

(ii) Exceptúa el pago de la recaudación variable por trans-

porte de energía y potencia a las centrales hidroeléctri-

cas y/o renovables.

(iii) Incorporación, a partir de las transacciones económicas

del mes de febrero 2015 hasta el mes de diciembre de

2018, inclusive, de un nuevo esquema de aportes espe-

cíficos denominado “Recursos para Inversiones de FO-

NINVEMEN 2015-2018, en adelante Recursos para In-

versiones asignados a aquellos generadores

En el desarrollo de las actividades de personal propio y con-

tratistas, en 2015, no se han registrado accidentes. Los indi-

cadores de IFG y IGG = 0 confirman un muy buen año en lo

que se refiere a la seguridad de los trabajadores propios y

contratados.

En el ámbito de las finanzas, la Sociedad canceló todos los

vencimientos del año correspondientes al préstamo sindica-

do de pesos por Arg$58,3 millones y también los vencimien-

tos del préstamo bilateral con Deutsche Bank AG, Standard

Bank Plc e Itaú BBA Securities por US$14,8 millones.

Con referencia al préstamo por US$6,89 millones para la eje-

cución de obras en las 6 unidades de la Central El Chocón

(Trabajos de Modernización; Automatización y reequipa-

miento) - otorgado por CAMMESA, en condiciones ventajo-

sas para la Compañía, y en adición a lo informado el año an-

terior, cabe mencionar que al 31 de diciembre de 2015, el

importe total recibido bajo dicho concepto ascendió a

Arg$35,1 millones.

Los principales proyectos de inversión que se prevé realizar

en 2016 son: i) Realizar los Mantenimientos Mayores de los

interruptores principales de 5 máquinas. ii) Reemplazar los

Reguladores de Velocidad/ carga de las turbinas de la Central

El Chocón.


MW +/- 15% y generará tanto con gas natural como con

gasoil y biodiesel. El nuevo ciclo combinado se licitará para

ser habilitado en no más de 34 meses a partir de la adjudica-

ción de la obra. A la fecha de emisión de los presentes Esta-

dos Contables, no ha habido mayores avances en la suscrip-

ción de los acuerdos complementarios previamente

mencionados, con lo cual se entiende que el citado Acuerdo

no está vigente.

Terrenos Reservados para Futuros Proyectos En Argentina, actualmente, no existen terrenos reservados

para futuros proyectos.

participantes de los proyectos de inversión aprobados o

a aprobarse por la SE, se determinarán mensualmente y

su cálculo será en función de la energía total generada.

Se instruye a CAMMESA a asignar en forma retroactiva

el nuevo cargo una vez firmados los contratos de sumi-

nistro y construcción del proyecto. La Secretaría esta-

blecerá la metodología para tal fin.

En caso de incumplimiento de los compromisos dentro

de los contratos referidos, la Secretaría podrá modificar

el destino de los recursos sin que implique derecho a

reclamo por parte de los generadores.

(iv) En un plazo no mayor a 10 años a partir de la habilitación

comercial de cada unidad de generación construida en

el marco del FONINVEMEMM 2015-2018 una Remune-

ración Directa FONINVEMEM 2015-2018 igual al 50%

de la Remuneración Adicional Directa.

(v) Se incorpora un nuevo esquema de Incentivos a la Pro-

ducción de Energía y la Eficiencia Operativa

(vi) Se establece como únicos valores a reconocer a los

agentes generadores los esquemas y conceptos de re-

muneración establecidos en esta resolución y a aque-

llos con extinguida la vigencia de un Contrato regulado

por la SE (Res 220, etc.).

(vii) Se establece la aplicación de esta resolución retroactiva

a febrero 2015.

El 5 de junio de 2015, la Sociedad y otros generadores del

MEM firmaron el “Acuerdo para la Gestión y Operación de

Proyectos Aumento de la Disponibilidad de Generación Tér-

mica y Adaptación de la Remuneración de la Generación

2015-2018”, en adelante, FONINVEMEM 2015-2018 y se ad-

hiere a todos los términos establecidos en dicho acuerdo el

2 de julio 2015. La adhesión comprende el compromiso irre-

vocable de participar en la conformación del FONINVEMEM

2015-2018, comprometiendo, de acuerdo al punto 3.2.v del

Acuerdo, las LVFVD y/o las acreencias devengadas o a de-

vengarse durante todo el periodo comprendido entre febrero

2015 y diciembre 2018 inclusive no comprometidas previa-

mente en programas similares junto con todas aquellas

acreencias, no utilizadas para destinarlas al proyecto. Tanto

la Secretaría como los agentes generadores que adhieren al

Acuerdo se reservan el derecho de dar por resuelto de pleno

derecho este Acuerdo si en los 90 días indicados en punto 9

del Acuerdo, no se suscriben los acuerdos complementarios

respectivos.

Mediante la adhesión de dicho Acuerdo, la Sociedad partici-

paría, en conjunto con otros Agentes Generadores, en la

construcción de un Ciclo Combinado de alrededor de 800


Enel BrasilEn 2005, se constituyó el holding Endesa Brasil S.A, actual-

mente Enel Brasil , surgido del aporte de los activos existen-

tes en ese país de Endesa Latinoamérica (actualmente Enel

Latinoamérica), Enersis, Endesa Chile y Chilectra. De ese

modo, Endesa Chile dejó de consolidar a Cachoeira Dourada,

y Enersis comenzó a consolidar Enel Brasil S.A. Endesa Chile

cuenta con una participación de 37,14% en Enel Brasil S.A.

Enel Brasil S.A. controla las siguientes empresas:

CachoeiraSe ubica en el Estado de Goias, a 240 km al sur de Goiania.

Posee diez unidades con un total de 665 MW de capacidad

instalada. Es hidroeléctrica de pasada y utiliza las aguas del

río Paranaiba.

La generación neta durante 2015 fue de 2.057 GWh, mien-

tras que las ventas alcanzaron los 3.215 GWh.

FortalezaSe ubica en el municipio de Caucaia, a 50 km de la capital del

estado de Ceará. Es una central térmica de ciclo combinado

de 322 MW que utiliza gas natural, y tiene capacidad para

generar un tercio de las necesidades de energía eléctrica de

Ceará, que alberga una población de aproximadamente 8,2

millones de personas.

Construida en un área de 70 mil metros cuadrados, forma par-

te de la infraestructura del Complejo Industrial y Portuario del

Pecém, en el municipio de Caucaia, e integra el Programa

Prioritario de Termoeletricidade (PPT) del gobierno federal. La

localización es estratégica para impulsar el crecimiento regio-

nal y viabilizar la instalación de otras industrias. Sus principales

cliente son Coelce y Petrobras.

La generación eléctrica de 2014 fue de 2.342 GWh, mientras

que sus ventas alcanzaron los 3.326 GWh.

CienLa Compañía de Interconexión Energética S.A. (CIEN) es

una empresa de transmisión de energía de Brasil. Su com-

Operaciones en Brasil

plejo está formado por dos estaciones de conversión de fre-

cuencia Garabi I y Garabi II, que convierten en ambos senti-

dos las frecuencias de Brasil (60 Hertz) y Argentina (50

Hertz), y las líneas de trasmisión. En el lado argentino, son

administradas por dos subsidiarias: la Compañía de Transmi-

sión del Mercosur S.A. (CTM) y la Transportadora de Energía

S.A. (TESA), en ambas Endesa Cien mantiene control 100%

del capital.

El sistema de interconexión consiste de dos líneas de trans-

misión, con extensión total de 1.000 km, y la Estación Con-

versora de Garabi.

El 5 de abril de 2011, fueron publicadas en el diario oficial

las portarías que definen el valor anual de la Remuneración

Anual Permitida (RAP) para Cien. Con ello, el regulador

equipara a Cien (cuyos activos se componen de las líneas

Garabi I y II) a los concesionarios de servicio público de

transmisión. La RAP anual total es reajustada anualmente,

y se realizarán procesos de revisiones tarifarias a cada 4

años. A partir de abril 2011, por tanto, Cien quedó oficial-

mente autorizada para recibir pagos bajo este nuevo enfo-

que de negocio.


Sin embargo, hoy en día las pérdidas de energía siguen re-

presentando uno de los principales desafíos de Ampla. El

año 2014 cerró con un aumento respecto año anterior de

0,75 puntos porcentuales, pasando de 20,11% a 20,86% lo-

grando contener en parte la fuerte agresividad del mercado,

el cual ha aumentado las zonas de riesgo en la zona de con-

cesión de la empresa.

CoelceEs la compañía de distribución eléctrica del Estado de Ceará,

en el noreste de Brasil, y abarca una zona de concesión de

148.921 km2. La empresa atiende a una población de más de

9 millones de habitantes.

Las ventas de energía en 2015 fue de 11.229 GWh, aumen-

tando un 0,6% con respecto al año 2014. En estas ventas,

participaron clientes residenciales con un 35%, comerciales

con un 19%, seguido por clientes industriales y clientes li-

bres con un 11% cada uno. Otros clientes representaron un

24% de las ventas de energía.

El número de clientes, al cierre de 2015, aumentó a 3.757.651

lo que significa un 3,7% de variación en comparación al cie-

rre del ejercicio de 2014. La clasificación por tipo de clientes

indica que el 76,2% son residenciales, el 6,2% son comer-

ciales, un 0,2% clientes industriales, mientras que otros

clientes representan un 17,4%.

Ampla

Ampla es una compañía de distribución de energía con ac-

tuación en un 73% del territorio del Estado del Río de Janei-

ro, lo que corresponde a un área de 32.188 km2. La pobla-

ción alcanza a aproximadamente 8 millones de habitantes,

repartidos en 66 municipios,de los cuales destacan: Niteroi,

São Gonçalo, Petrópolis, Campos y Cabo Frío.

Durante 2015, Ampla entregó servicio de energía eléctrica a

2.996.676 clientes, un 4,2% más que en 2014. Del total,

90% corresponden a clientes residenciales, 6% a comercia-

les, y 4% a otros usuarios.

Las ventas de energía en 2015 alcanzaron un total de 11.547

GWh, que representó una disminución de 1,1%% en relación

a 2014, con importante participación de clientes residenciales

que representan 41% de las ventas físicas, seguido por clien-

tes comerciales con 19% de ventas, luego clientes libres con

14%, clientes industriales 8%, otros clientes representan el

19% de las ventas. Desde 2003, Ampla actúa con gran énfa-

sis en el combate al hurto de energía con reducción de 3,5

puntos porcentuales en este indicador (de 23,64% a 20,11%).

La reducción sostenible sólo es posible debido al conjunto de

resultados positivos obtenidos con los proyectos desarrolla-

dos por Ampla (uso de tecnología y actuación social). Durante

varios años, la empresa ha ganado una serie de premios que

indican la excelencia de nuestros proyectos.


Operaciones en ChileEndesa Chile y sus filiales, en Chile, cuentan con un parque generador compuesto por 103 unidades distribui-

das a lo largo del Sistema Interconectado Central (SIC), y 8 unidades en el Sistema Interconectado del Norte

Grande (SING).

Centrales Generadoras de Endesa Chile y Filiales

Capacidad instalada (Mw)(1)

Central Compañía Tecnología 2014 2015

Los Molles Endesa Chile Hidráulica 18 18

Rapel Endesa Chile Hidráulica 377 377

Sauzal Endesa Chile Hidráulica 77 77

Sauzalito Endesa Chile Hidráulica 12 12

Cipreses Endesa Chile Hidráulica 106 106

Isla Endesa Chile Hidráulica 70 70

Abanico Endesa Chile Hidráulica 136 136

El Toro Endesa Chile Hidráulica 450 450

Antuco Endesa Chile Hidráulica 320 320

Ralco Endesa Chile Hidráulica 690 690

Palmucho Endesa Chile Hidráulica 34 34

Taltal Endesa Chile Fuel/Gas Natural 245 245

Diego de Almagro Endesa Chile Fuel/Gas Natural 24 24

Huasco TG Endesa Chile Fuel/Gas Natural 64 64

Bocamina Endesa Chile Carbón 478 478

San Isidro Celta Fuel/Gas Natural 379 379

San Isidro 2 Celta Fuel/Gas Natural 399 399

Quintero Endesa Chile Fuel/Gas Natural 257 257

Ojos de Agua Celta Hidráulica 9 9

Pehuenche Pehuenche Hidráulica 570 570

Curillinque Pehuenche Hidráulica 89 89

Loma Alta Pehuenche Hidráulica 40 40

Pangue Celta Hidráulica 467 467

Canela Celta Eólica 18 18

Canela II Celta Eólica 60 60

Tarapacá TG Celta Fuel/Gas Natural 24 24

Tarapacá carbón Celta Carbón 158 158

Atacama(2) Gas Atacama Diesel/Gas Natural 781 781

Total 6.351 6.351

(1) Estos valores resultan de las potencias máximas determinadas por la norma operativa de Endesa Chile N°38 “Norma para defini-ción de potencia máxima en centrales hidroeléctricas y termoeléctricas de Endesa Chile”, al 31 de diciembre de cada año. Correspon-den a los de la potencia máxima de diseño de las unidades generadoras, en su mayoría, corroboradas con las pruebas de satisfacción de garantías contractuales realizadas por el proveedor de dichos equipos de generación. En algunos casos, los valores de potencia máxima pueden diferir del valor de la potencia declarada a los organismos reguladores y clientes de cada país, en función de los cri-terios definidos por dichas entidades y a satisfacción de los marcos contractuales correspondientes.

(2) Gas Atacama consolida en Endesa Chile a partir de mayo de 2014


Las ventas de energía eléctrica de Endesa Chile y de sus empresas filiales en el SIC alcanzaron 21.129 GWh,

en 2015. Este volumen representa una participación de 43% en las ventas totales del SIC, incluidas las ventas

a clientes y las ventas netas en el mercado spot. Las ventas a clientes regulados representaron 83%, a clientes

libres 15%, y 2% correspondió a operaciones netas en el mercado spot. Asimismo, las ventas de energía eléc-

trica en el SING alcanzaron a 2.429 GWh en 2015, que representaron una participación de 14% en las ventas

totales de dicho sistema eléctrico.

Capacidad Instalada, Generación y Ventas de Energía de Endesa Chile y Filiales Capacidad instalada (MW)(1) 2014 2015

Endesa Chile 3.757 3.757

Pehuenche S.A. 699 699

Celta S.A. 1.115 1.115

Gasatacama(2) 781 781

Total 6.351 6.351

Generación(3) 2014 2015


Pehuenche S.A. 2.902 2.959

Celta S.A. 4.553 3.624

Gasatacama(2) 516 1.270

Total 18.063 18.294

Ventas 2014 2015

Ventas a clientes finales


Pehuenche S.A. 293 281

Celta S.A. 1.007 981

Gasatacama(2) 165 189

Ventas mercado spot 1.253 1.618

Total 21.156 23.558

(1) Estos valores resultan de las potencias máximas determinadas por la norma operativa de Endesa Chile N°38 “Norma para defini-ción de potencia máxima en centrales hidroeléctricas y termoeléctricas de Endesa Chile”, al 31 de diciembre de cada año. Correspon-den a los de la potencia máxima de diseño de las unidades generadoras, en su mayoría, corroboradas con las pruebas de satisfacción de garantías contractuales realizadas por el proveedor de dichos equipos de generación. En algunos casos, los valores de potencia máxima pueden diferir del valor de la potencia declarada a los organismos reguladores y clientes de cada país, en función de los cri-terios definidos por dichas entidades y a satisfacción de los marcos contractuales correspondientes.

(2) Gas Atacama consolida en Endesa Chile a partir de mayo de 2014

(3) Corresponde a la generación total, descontados los consumos propios y las pérdidas de transmisión.


Actividades y ProyectosPrincipales Clientes y ProveedoresLos principales clientes de Endesa Chile son: CGE, Saesa,

Chilquinta, Emel, Chilectra, Collahuasi, Compañía Minera del

Pacífico, Teck Carmen de Andacollo Grupo Chilquinta, SCM

Minera Lumina Copper, CAP Chile y Minera Valle Central.

Por su parte, los principales proveedores de la Compañía

son: Ferrovial Agroman Chile S.A., Salfa S.A. Empresa de

Montajes, Inerco Ingeniería y Tecnología, Akeron-CAF Servi-

cios Industriales Ltda., Mitsubischi Corporation, Voith Idro

Ltda. GNL Chile (BG y GNLQ), Endesa Generación (España)

y Transelec.

Los principales competidores de Endesa Chile son: Colbún,

AES Gener y E-CL (Engie).

Respecto de cada uno de los clientes y proveedores de

Endesa Chile, no existe un grado de dependencia que pudie-

ra considerarse relevante.

Escenario Operacional y ComercialEscenario General de actividad operacional y comercialEl Sistema Interconectado Central (SIC) presentó una situa-

ción hidrológica promedio similar a 2014, pero con diferen-

cias marcadas entre el primer y segundo semestre, regis-

trándose una condición muy seca el primer semestre, con

una importante mejoría durante el segundo. Acorde con lo

anterior, los costos de producción siguieron la misma ten-

dencia entre ambos periodos, aunque en promedio resulta-

ron menores a los del ejercicio anterior.

En tal contexto, los mayores costos de abastecimiento del

primer semestre se explican por una prolongación de la se-

quía que ha afectado al país en los últimos 5 años y particu-

larmente durante los primeros meses de 2015, que fueron

de los más secos que se tengan registro, con una ausencia

casi total de precipitaciones en la zona centro-sur del país.

También impactó estos costos la ausencia de producción de

Bocamina I, que fue detenida para realizar faenas destinadas


cativo para consolidar la sustentabilidad de esta instalación y

afianzar el aporte que hace esta central al margen operacio-

nal de la compañía.

Por otra parte, durante 2015, Endesa Chile estableció acuer-

dos la Dirección de Obras Hidráulicas (DOH) dependiente

del Ministerio de Obras Públicas, como autoridad garante de

la administración de embalses, y con agrupaciones gremia-

les de agricultores regantes para la operación de los embal-

ses ubicados en la cuenca del Laja y en la cuenca del río

Maule. Estos acuerdos permiten flexibilizar las extracciones

en los periodos más críticos.

Las ventajas de ambos acuerdos se traduce en un uso más

eficiente de las aguas embalsadas y de los derechos que

existen en cada zona, con beneficios directos para riego y

generación. Además, permite reducir las posibles situacio-

nes de conflicto producto de la sequía que ha sufrido el país

en el último tiempo.

Los eventos enfrentados por Endesa Chile en el periodo 2015,

como en ejercicios anteriores, caracterizados ellos por presen-

tar una persistente secuencia de años secos y otras condicio-

nes desfavorables, permiten constatar la fortaleza que posee

Endesa Chile para desplegar sus actividades operacionales y

a cumplir requerimientos ambientales y la Central Bocamina

II, que estuvo paralizada por orden judicial.

Durante el segundo semestre, los costos de suministro y

por ende los precios de la energía eléctrica disminuyeron

significativamente debido a la sustancial mejoría que pre-

sentó la condición hidrológica del SIC que tendió a una con-

dición de normalidad en esta época del año.

Los menores costos promedio de abastecimiento respecto

de 2014 se explican adicionalmente por una baja generaliza-

da de los costos de los combustibles, la entrada de nueva

oferta al sistema y el retorno, durante el segundo semestre,

de las unidades Bocamina I y II a la producción del sistema.

Contribuyó también a la reducción de los precios de la ener-

gía, el menor nivel de dinamismo que presentó el consumo

eléctrico, cuya tasa de crecimiento fue del orden de 1,0%,

que representa una fuerte reducción respecto del creci-

miento del 2,5% observado el 2014 y más aún frente al in-

cremento promedio anual del 4,5% del período 2010-2014.

Principales eventos que influyeron en el desempeño operacional y comercialUn hecho importante fue el reintegro, a partir de junio, de la

central Bocamina II a la operación del SIC, cuya generación

se encontraba suspendida desde mediados de diciembre de

2013 por razones judiciales. En efecto, la resolución de la

Corte Suprema emanada en noviembre de 2014, permitió a

Endesa Chile desarrollar el proyecto de optimización de la

central a objeto de garantizar el cumplimiento de las exigen-

cias medio ambientales que se consignaron en el fallo judi-

cial. El proyecto, que cuenta con la aprobación de la Autori-

dad Ambiental,(1) contempla entre sus principales mejoras

técnico - ambientales: la cobertura de canchas de acopio de

carbón, instalación de filtros de tecnología avanzada en la

succión de agua para refrigeración y monitoreo en línea de la

calidad del aire. Al comprometer estas actividades de opti-

mización, la compañía obtuvo la autorización para reiniciar la

operación de la central, las que sumadas a las diversas acti-

vidades comunitarias que se desarrollan en la zona (Plan So-

cial con la comunidad de Coronel), constituye un hito signifi-

(1) Resolución de Calificación Ambiental RE N° 128 del 2 de abril de

2015, Servicio Evaluación Ambiental Región del Bío Bío y Resolución de

la Superintendencia de Medio Ambiente, del 20 de mayo 2015.


Generación y costos de suministros en el SICLa condición hidrológica, que en promedio fue similar a la de

2014, se reflejó también en un abastecimiento eléctrico muy

semejante al de ese ejercicio, cuyo valor total alcanzó en el

SIC los 52.900 GWh, con 49% de origen térmico (levemente

inferior al 52% de 2014), con 45% (similar a 2014) provenien-

te de la generación hidroeléctrica y el 6% restante aportado

por la generación ERNC de tipo solar y eólica. La generación

hidroeléctrica tuvo su mayor participación durante el segun-

do semestre con 61% del total hidroeléctrico. Respecto de

la generación térmica, el carbón mantuvo su predominio con

27% de la generación total del SIC, levemente inferior al

30% de 2014, seguido por el GNL con un 16% del total y la

biomasa con 4% que desplazó al diesel que representó un

2% del total.

Durante 2015, la generación eléctrica de Endesa Chile tuvo

una participación de un 34% del total del SIC, similar al 33%

del año anterior. Su contribución a la generación hidroeléctri-

ca se mantuvo en 23%, con un aporte físico del orden

12.000 GWh, cifra semejante a los 11.900 GWh de 2014. Por

su parte, la generación térmica de Endesa Chile fue del or-

den de 5.900 GWh con un 11% del total del SIC, cifra supe-

rior a los 5.100 GWh (10%) de 2014, debido en parte al apor-

te de generación la central Bocamina que reingresó a la

operación durante el segundo semestre de 2015 y a una

mayor generación con GNL. En efecto, su generación con

GNL fue de 4.930 GWh con una participación de 9,3%, cifra

que supera el aporte de 4.550 GWh (9%) de 2014. En car-

bón, su producción alcanzó los 956 GWh, esto es un 2% del

total, considerando no obstante la ausencia de la central Bo-

camina durante el primer semestre. En petróleo, la genera-

ción de Endesa Chile fue de apenas 35 GWh, equivalente a

menos del 0,5%.

En relación a la generación eléctrica por insumo, es impor-

tante destacar que Endesa Chile mantuvo su primacía en la

producción hidroeléctrica con una participación del 51% del

total generado con ese insumo y también en la generación

con GNL, tuvo una participación de 59% del total de la ener-

gía eléctrica producida con dicho combustible. Su genera-

ción eólica alcanzó los 144 GWh y representó el 8% del total

eólico del SIC.

Durante el presente ejercicio, se registraron disminuciones

importante en los precios de los combustibles respecto de

los de 2014. En el caso del carbón, el principal combustible

comerciales con un alto desempeño, lo que se debe a que la

compañía posee atributos en este ámbito que merecen desta-

carse:

i) Cuenta con un parque generador con una gran capacidad

instalada, tecnológicamente variado, competitivo en su pro-

ducción y con una alta disponibilidad operacional, el cual

compuesto principalmente por centrales hidroeléctricas y

térmicas eficientes, lo que le permite conseguir un nivel de

bajos costos promedio de operación;

ii) Su política comercial ha sido desarrollada coherente con

las características de producción de su parque generador y

con las condiciones que le impone un mercado competitivo

y exigente en su normativa eléctrica. En tal ámbito, dicha

política ha tenido como objetivo armonizar una rentabilidad

atractiva con una posición de baja exposición al riesgo hidro-

lógico, condicionando para ello aspectos como: su nivel de

energía contratada, la diversificación de su cartera de clien-

tes y su política de precios;

iii) La política de explotación ha tenido siempre como meta

que sus instalaciones operen con un alto estándar de calidad

y disponibilidad, para lo cual ha aplicado permanentemente

los procedimientos de operación y los planes de manteni-

miento y de modernización necesarios para cumplir íntegra-

mente con las exigencias técnicas y ambientales dispuestas

por la regulación eléctrica.

Condición hidrológica en el SICEn 2015 comenzó con un deshielo de características muy

secas y sin precipitaciones, situación que se prolongó hasta

fines de mayo. A partir del mes de junio, las precipitaciones

fueron de características normales para el periodo, configu-

rando así un año 2015 de características semi-seco. Los dos

primeros trimestres fueron los más secos, con probabilida-

des de excedencia acumulada de afluentes de 95% y 85%,

respectivamente. Esta condición mejoró durante el tercer

trimestre, dejando como resultado una recuperación de los

niveles en los embalses estacionales, lo que significó regis-

trar para ese trimestre una probabilidad de excedencia de

52%. En el último trimestre, correspondiente al periodo de

deshielo, se registró una hidrología semi-seca del orden

70%, cuyo efecto sumado al de los trimestres anteriores,

redundó en definitiva en la probabilidad de excedencia acu-

mulada promedio de afluentes de 75% para 2015, porcenta-

je similar al de 2014.


llar nuevos proyectos de generación y comercialización

basados en gas natural en la zona centro.

Desde el punto de vista de la comercialización de gas, du-

rante 2015 se marcaron hitos significativos. Por un lado, en

el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se con-

cretó con GNL Mejillones la firma de un Contrato de Uso del

Terminal (TUA, por su acrónimo en inglés) que permitió la

descarga del primer embarque de GNL de Endesa Chile en

el norte. Esta operación permitió la suscripción de Contratos

de Compraventa de gas con clientes industriales del norte

del país y el uso de dicho combustible en las unidades de

Endesa conectadas a la red de gasoductos del norte (Taltal y

GasAtacama), lo que ha conducido a que Endesa Chile sea

hoy el principal comercializador industrial de gas en el Norte

del país.

Por otra parte, y en relación con la comercialización de GNL

por camiones, durante 2015 se inició la construcción de cua-

tro plantas satélites de regasificación (PSR), bajo contratos

de suministro de largo plazo que Endesa Chile suscribió con

las empresas distribuidoras de gas GasValpo (para suminis-

trar en La Serena-Coquimbo, Los Andes y Talca) e Intergas

(para suministrar a Temuco). La primera de estas plantas fue

inaugurada en octubre en Talca, convirtiéndose en la primera

PSR del país destinada a la gasificación de una ciudad del

país no vinculada a la red de gasoductos.

de 2014, su precio promedio tuvo una reducción del orden

de -16%, desde un valor promedio anual de 111 US$/Ton el

2014 a 93 US$/Ton en 2015. En el caso del GNL, el siguiente

en participación en el SIC y el principal utilizado por Endesa

Chile, su precio promedio tuvo una disminución cercana al

33%, de 365 US$/Dm3 a 246 US$/Dm3 en 2015. El precio

del resto de los combustibles líquidos, de menor preponde-

rancia en la generación del SIC, como el diesel y el IFO N° 6

también tuvieron un descenso significativo, del orden de

40% respecto a la tendencia mundial observada en el mer-

cado internacional del crudo. Así, el efecto de la reducción

de los precios de los insumos antes señalada, sumada a una

hidrología más aliviada registrada en 2015 en comparación a

los años muy secos que persistieron hasta el 2013, ha per-

mitido reducir el costo de generación de la compañía, con un

impacto positivo en su margen operacional.

En el contexto de lo indicado anteriormente, tanto el costo

promedio de generación como el precio promedio de la

energía del 2015 disminuyeron respecto al año anterior. En el

caso del precio de la energía, si tomamos como referencia

los valores del mercado spot en un nudo de consumo rele-

vante como lo es Alto Jahuel 220 kV, se observa una baja

importante, de un 32%, frente al registrado en el ejercicio

anterior. Esto es, desde un valor promedio anual de 135

US$/MWh en 2014 se disminuye a 92 US$/MWh en 2015,

consistente con la reducción del precio de los combustibles.

No obstante, es importante señalar que los precios durante

2015 fueron muy distintos entre el primer y segundo semes-

tre, con valores promedio registrados de 135 US$/MWh y 48

US$/MWh, respectivamente. Cabe destacar que precios

como el del segundo semestre no se observaban desde el

año 2006 debido a una condición hidrológica húmeda que se

registró ese año.

La importancia del gas natural licuado (GNL) Durante febrero de 2015 se inició la operación comercial de

la primera expansión del Terminal de GNL, en la Región de

Valparaíso, con lo cual se aumentó la capacidad de regasifi-

cación de la planta en 4,8 MMm3/día, permitiendo al Termi-

nal alcanzar una capacidad total de 14,4 MMm3/d.

En dicha expansión, Endesa Chile contrató capacidad adicio-

nal de regasificación por un volumen equivalente a 2,1

MMm3/d, alcanzando en total 5,4 MMm3/d (37% de la ca-

pacidad del Terminal), lo que le permitirá abastecer los re-

querimientos de regasificación para sus centrales y desarro-


zará con el desarrollo hidroeléctrico, de modo de estable-

cer procesos más claros, que permitan conseguir una ma-

yor simetría de información entre los actores implicados,

de modo de lograr los acuerdos necesarios para su realiza-

ción. Dentro de esta dinámica, la Agenda de Energía plan-

tea llevar a cabo una planificación territorial energética para

el desarrollo hidroeléctrico futuro basado en criterios técni-

cos, ambientales, económicos y socioculturales, para lo

cual esa Agenda se compromete también a realizar un ma-

peo y análisis global de las cuencas del país, que es el ob-

jetivo de este estudio, con la finalidad de identificar, me-

diante un proceso participativo, las cuencas que tienen

prioridad.

Como resultado del estudio, en las 12 cuencas principales

ubicadas entre Maipo, (Región Metropolitana ) y Yelcho (X

Región ) el potencial hidroeléctrico es de casi 11.000 MW. En

las tres cuencas de la región de Aisén, el potencial resultan-

te es del orden de 4.500 MW. En este contexto, el programa

se compromete a continuar el análisis con más detalle de

estas cuencas para una segunda etapa y establece para ello

una prioridad de las cuencas que se incluirán en esta fase, a

saber: río Biobío, río Yelcho, río Maule, río Toltén, río Puelo,

río Valdivia y río Bueno, las que suman un total de 8.200MW.

Se contempla que esta segunda fase concluiría hacia fines

del primer semestre de 2016.

También, en el ámbito del trading de GNL, Endesa Chile rea-

lizó su segunda operación internacional, vendiendo a través

de Endesa Energía un embarque de GNL a un comprador en

Argentina.

Durante 2015, el Terminal de Quintero descargó 39 embar-

ques, con un contenido de 3.130 MMm3 de gas natural, de

los cuales 1.200 MMm3 correspondieron a Endesa Chile.

Cabe señalar que unos 660 MMm3 de gas de otros socios

del Terminal también fueron destinados a producción eléc-

trica, a través de su venta a otros generadores del SIC.

Políticas del Gobierno que tienen incidencia directa en el sector eléctricoDe acuerdo con lo consignado en la Agenda de Energía, a

mediados de abril, el Ministerio de Energía publica los re-

sultados de la primera etapa del estudios de cuencas del

país efectuado en conjunto con la Universidad Católica de

Chile y el consorcio Teco Group. Consciente de la importan-

cia de desarrollar proyectos con recursos propios del país

como los hidroeléctricos y de la dificultad para realizarlos

en la actualidad, este estudio tiene como objetivo dar una

mayor certeza tanto a los desarrolladores de proyectos

como a la comunidad, respecto de la forma en que se avan-


otra, el año 2022, en ambos casos por un período de 20

años y que se licitará en abril de 2016. Las bases para el otro

proceso se publicó en el mes de junio por un suministro de

1.200 GWh/año, con una estructura de oferta de bloques ho-

rarios muy ajustada a las necesidades de los generadores

ERNC, cuyos consumos se inician el 2017 por un periodo de

20 años, el cual se adjudicó en octubre de 2015, con un pre-

cio promedio que bordeó los 79 US$/MWh.

En junio ingresó al Congreso para su trámite legislativo el

proyecto de ley de Equidad Tarifaria, el cual plantea un meca-

nismo para acortar la brecha entre los clientes residenciales

que pagan cuentas con tarifas altas y los que pagan con ta-

rifas baja. El proyecto ingresado propone que la cuenta más

alta no sea superior a un 10% de la cuenta promedio a nivel

nacional. El objetivo es que las rebajas serán financiadas por

todos los clientes regulados excepto en el caso de los clien-

tes residenciales en el que sólo concurrirán a este financia-

miento los consumos por sobre 180 kWh/mes con cuentas

bajo el dicho promedio. También propone establecer un des-

cuento en las tarifas reguladas para las comunas intensivas

en generación eléctrica acorde con su capacidad instalada y

número de clientes, rebajas que serían absorbidas por co-

munas no intensivas en generación. De acuerdo con lo defi-

nido en este proyecto, la generación no participará en dicho

sistema de compensaciones. Al cierre del ejercicio, el pro-

yecto se encuentra en el Primer Trámite Constitucional (Se-

nado) con una aprobación general del Senado en el mes de

octubre.

En línea con el compromiso asumido en la Agenda de Ener-

gía, en el mes de agosto ingresa al congreso para su trámi-

te legislativo el proyecto de ley que establece Sistema de

Transmisión Eléctrica y crea un organismo Coordinador In-

dependiente del Sistema Eléctrico Nacional. Para el caso

de la transmisión eléctrica, el proyecto considera una nue-

va definición funcional de los sistemas de transmisión que

reemplaza las actuales definiciones de Troncal, Sub trans-

misión y Adicional por las de Nacional, Zonal y Polos de

Desarrollo y Dedicada, cuyo objetivo declarado es fomentar

que se ejecute la capacidad de transmisión suficiente a ni-

vel nacional y zonal, que permita para facilitar el desarrollo

de la generación según su localización y tecnología; ade-

más propone un nuevo esquema de remuneración de la

transmisión en base a cargos fijos pagados por la deman-

da. En el caso del Coordinador Independiente, el proyecto

modifica su estructura actual, disponiendo lo siguiente: i)

-Se modifica la estructura del Directorio por un Consejo Di-

rectivo, compuesto por 7 miembros y elegido por un Comi-

Aspectos regulatorios asociados al sector eléctrico: proyectos de ley, reglamentos y Normas Técnicas

Dentro del contexto de la Ley de Interconexión Eléctrica de

Sistemas Eléctricos Independientes (Ley N° 20.726) de

2014, se da inicio a la construcción del proyecto de interco-

nexión eléctrica entre los sistemas SIC y SING, proyecto que

está desarrollando la empresa E-CL, que contempla la cons-

trucción de una línea de doble circuito, de 500 kV, con capa-

cidad de 1.500 MW, que unirá el SING desde la S/E Los

Changos, ubicada en Mejillones, con el SIC en S/E Nueva

Cardones, que se localiza en las cercanías de Copiapó. Este

proyecto se da inicio dentro de lo dispuesto en el Plan de

Expansión del Sistema de Transmisión Troncal, periodo 2014-

2015, elaborado por la CNE. Se prevé su puesta en servicio

hacia el segundo semestre de 2018.

El 29 de enero de 2015 se publica la Ley 20.805, que modifi-

ca el proceso de licitaciones para el suministro de las empre-

sas de distribución (EEDD), cuya finalidad es perfeccionar el

sistema de licitaciones, destrabar las inversiones en el sec-

tor, aumentar competitividad y disminuir los precios de su-

ministro. La principal modificación incluida en esta ley con-

siste en que el estado (CNE) asume la responsabilidad de

licitar y asegurar el suministro de los clientes regulados de

las EEDD. Si bien las licitaciones se conciben para suminis-

tro de largo plazo, la CNE puede realizar licitaciones de corto

plazo para resolver problemas de suministro de EEDD sin

contratos. También contempla tratamientos especiales para

el caso de licitaciones que se respalden con nuevos proyec-

tos de generación y por tipo de tecnologías de generación

(ERNC). Dentro del marco de esta ley, en el mes de abril la

CNE publica el Informe Técnico definitivo de Licitaciones, el

cual contiene un análisis de las proyecciones de demanda

de las concesionarias de servicio público de distribución su-

jetas a la obligación de licitar para el período 2015-2030; ade-

más incluye el análisis de la situación esperada de la oferta

potencial de energía eléctrica en ese período relevante y una

proyección de los procesos de licitación de suministro que

deberían efectuarse dentro de los próximos cuatro años.

Como resultado de este estudio, la CNE elabora y publica

bases de licitación para dos procesos de suministro a em-

presas de distribución. El primero durante el mes de mayo,

por un suministro total de 13.750 GWh/año destinados a

consumos regulados que se inician una parte el 2021 y la


> Todo el parque generador está certificado en las normas

ISO14.001 y OHSAS 18.001, excepto Bocamina II, res-

pecto de la cual está proyectado para el año 2016 la inte-

gración de estos sistemas de gestión para el Complejo

Bocamina. Además, seis de las centrales generadoras

también están certificadas en la norma ISO 9.001.

> En el contexto de la modernización de las unidades, en

específico respecto al telecontrol de las unidades hidráuli-

cas, durante 2015 las centrales Cipreses, Isla y Ojos de

Agua pasaron a ser telecontroladas desde el Centro de Ex-

plotación Nacional (CEN) de Endesa Chile.. Estas centrales

se sumaron a las centrales Pehuenche, Curillinque, Loma

Alta, Rapel, El Toro, Antuco, Abanico, Los Molles, Sauzal y

Sauzalito que ya estaban siendo telecontroladas desde el

CEN. Esto significa que se controla de manera remota,

desde el edificio corporativo en Santiago, 2.280 MW de

generación hidráulica, que constituye aproximadamente el

66% de las centrales hidráulicas de Endesa, o un 35% de

de la potencia instalada de centrales hidráulicas en el país.

> En concordancia con la política de mejoramiento de los

estándares de disponibilidad y de aseguramiento de la

vida útil de las unidades generadoras, en julio se cambió

el bobinado estatórico del generador de la unidad N°1 de

central Isla.

> Durante 2015, se continuó con la práctica de certificar

anualmente la capacidad de partida autónoma de las uni-

dades generadoras que tienen esa particularidad. Duran-

te el año se certificaron 27 unidades de las 33 que tienen

la capacidad de partida autónoma.

> En mayo se terminó el overhaul del generador de la uni-

dad 1 de central Bocamina, el cual incluyó el reemplazo

del bobinado del estator, de los anillos de retención del

rotor y del sistema de excitación del generador incluyen-

do el transformador de excitación. Adicionalmente, se

reemplazaron las válvulas de cierre rápido de la turbina y

todos los tubos del condensador de la turbina.

> Durante el segundo semestre se realizaron overhaul a las

turbinas de gas y de vapor de los dos ciclos combinados

de central San Isidro y se desarrolló un programa de ins-

pección mediante técnicas de ensayos no destructivos a

las dos calderas recuperadoras (HRSG) y al piping de las

turbinas a vapor.

> En diciembre, en el contexto de utilizar los más avanza-

dos medios disponibles para el mantenimiento y seguri-

dad de obras tan importantes como las presas de em-

balses, se efectuó la inspección de la presa Ralco con un

ROV, robot que opera bajo el agua y que es operado re-

motamente desde la superficie. Esta presa es la más

alta de Endesa Chile en Chile significó que el ROV se

té especial de Nominaciones (6 miembros, provenientes

principalmente de organismos del estado) y ii).- Mantiene

su responsabilidad actual de coordinar la operación del sis-

tema y determinar las transferencias del mercado spot y

agrega como nuevas funciones la de monitorear la compe-

tencia y garantizar la cadena de pago y iii).- Supone la inter-

conexión SIC-SING, por cuanto se propone un organismo

para ambos sistemas. Además esta Ley incluye una regula-

ción de los Servicios Complementarios y un sistema de

Planificación Energética que se realiza cada 5 años para un

horizonte de treinta años, que incluirá definición de escena-

rios de largo plazo, identificación de polos de desarrollo,

participación ciudadana en esta actividad y otros. Una ca-

racterística de este proyecto es que aumenta en forma im-

portante las atribuciones técnicas de la CNE.

Cabe mencionar que dicho proyecto de Ley ha sido someti-

do a un proceso de discusión pública por la CNE, en el cual

Endesa Chile ha tenido una participación activa ya sea en

forma directa integrando algunos comités organizados por la

CNE o en forma indirecta a través de la Asociación Gremial

de Generadoras de Chile, de la cual Endesa Chile es miem-

bro.

Acciones de Endesa Chile durante 2015Para Endesa Chile ha sido una preocupación permanente

mantener los elevados estándares de disponibilidad, eficien-

cia y seguridad en la operación de sus centrales, con la fina-

lidad de mantener su posición de liderazgo en la industria

eléctrica. Su excelente nivel operativo se puede constatar,

entre otros factores, por los siguientes hechos ocurridos du-

rante el año 2015:


tión comercial interna. Las acciones principales realizadas se

indican a continuación.

Respecto de la gestión de contratos con clientes se alcanzó

acuerdo y firma de nuevos contratos de suministro de electri-

cidad, Inchalam, Masisa planta Mapal, con CGED para algu-

nos de sus clientes libres y ACF Minera. Por otra parte, y de

acuerdo con lo que estaba previsto contractualmente durante

2015 finalizaron los siguientes suministros, todos el 31 de di-

ciembre de 2015: Compañía Minera del Pacífico; Compañía

Siderúrgica Huachipato, Compañía Exploradora de Minas; y

Contrato con CGED para algunos de sus clientes libres.

En otro ámbito se logró acuerdos por el suministro de gas

natural a Codelco, Soquimich y Altonorte, alcanzando Endesa

Chile la primera posición del mercado industrial en el Norte

Grande. Asimismo, durante 2015 se inició el suministro de

agua desmineralizada a Molyb, filial de Codelco, en Mejillo-

nes.

Respecto de las gestiones de fidelización, en septiembre, se

realizó una visita con clientes a la central Rapel. Durante di-

ciembre, se realizó la encuesta de satisfacción de clientes

2015 cuyo resultado arrojó un Índice de Satisfacción del

Cliente de 16,8, lo que indica que mantienen una percepción

favorable del servicio, incluso mejor que durante 2014 cuyo

resultado fue de 16,6. Los aspectos mejor evaluados, al

igual que en años anteriores, fueron los que se refieren al

staff comercial lo cual indica una buena opinión respecto de

los ejecutivos de clientes y el proceso de facturación que

cada vez se torna más complejo

sumergiera hasta más de 110 metros de profundidad,

constatando que la presa Ralco se encuentra en buenas

condiciones de conservación y seguridad.

> En el contexto del proyecto de eliminación de asbesto

presente en las centrales generadoras, en marzo de 2015

se dio término al retiro en la central Bocamina, declarán-

dola libre de asbesto. Adicionalmente, se iniciaron los es-

tudios orientados a retirar durante 2016 el asbesto pre-

sente en otros centros de explotación de la compañía.

> En el contexto del Plan Social y Técnico del complejo Bo-

camina, se instalaron filtros de alta tecnología en las to-

mas de agua de mar para la refrigeración de ambas unida-

des, con el propósito de minimizar la aspiración de biota

desde el medio marino.

> En el primer semestre finalizaron las obras asociadas a

la modificación y reemplazo de equipos de la unidad

N°1 de central Bocamina que permitieron cumplir con

los límites de emisiones de NOx que establece la nue-

va norma de emisiones. El proyecto consistió principal-

mente en reemplazar los quemadores originales por

quemadores de bajo NOx, modificaciones en los moli-

nos de carbón, en los precalentadores de aire, en el

sistema de distribución de aire y la implementación de

un nuevo sistema de control e instrumentación de la

caldera.

> Durante el primer semestre 2015, también finalizó el

montaje del sistema de desulfuración de gases de esca-

pe de la unidad N°1 de central Bocamina. Este desulfu-

rizador contempló la instalación de un equipo para ab-

sorber desde los gases de caldera el SO2 mediante

lechada de cal pulverizada, siendo extraído como un só-

lido que es almacenado en tolvas para su disposición

posterior.

> Durante 2015, se iniciaron los trabajos de montaje de

equipos del sistema de desulfuración de central Tarapacá,

en el norte del país. La puesta en servicio del desulfuriza-

dor está programada realizarse durante la parada de plan-

ta planificada para abril de 2016

En el ámbito comercial Las acciones comerciales efectuadas por Endesa Chile du-

rante 2015 estuvieron ordenadas con su política comercial,

cuyo propósito fue armonizar el logro conjunto de los si-

guientes objetivos: mantener el liderazgo en la industria, ad-

ministrar adecuadamente el riesgo y la rentabilidad de la

compañía en la condición desfavorable de 2015 para el SIC,

cumplir con la acciones de su política permanente de fideli-

zación con clientes y lograr una mayor eficiencia en la ges-


Los principales avances del proyecto en 2015 fueron:

> Enero de 2015 se finalizaron los primeros 10 metros del

Túnel Ventana Lo Aguirre.

> Abril de 2015 terminó la excavación del Túnel de Acceso a

la Caverna de Máquinas (390 m longitud).

> Julio de 2015 se efectuaron las pruebas del modelo redu-

cido de las turbinas.

> Agosto de 2015 finalizó la excavación de la Galería Auxiliar

al Túnel de Descarga (141 m longitud).

> Septiembre de 2015 finalizaron las excavaciones de los

túneles de descarga de ambas unidades generadoras que

conectan la Caverna de Máquinas con el Túnel de Descar-

ga principal de la central.

> Noviembre de 2015 se dio término a la excavación de la

Caverna de Máquinas.

> En diciembre de 2015 se completó el montaje, en el exte-

rior del túnel, del escudo completo de la tuneladora, con

lo que se da inicio a los preparativos de la logística para

ingresar el equipo al interior del túnel.

> Diciembre de 2015 se han completado 70 fundaciones

para estructuras de la línea de transmisión, con un avan-

ce en la construcción de 13,55% y suministros de

55,8%.

Proyectos en Construcción y Optimización de Endesa Chile

Proyecto Los Cóndores

El proyecto Los Cóndores, central hidroeléctrica ubicada en

la comuna de San Clemente, provincia de Talca, Región del

Maule, consiste en la construcción de una central de poten-

cia nominal de aproximadamente 150 MW, a través de 2 uni-

dades pelton de eje vertical, con un caudal máximo de 28

m3/s, factor de planta del 48% y con una energía media

anual esperada de 642 GWh. El proyecto considera un túnel

de aducción de 12 km, una chimenea de equilibrio (127 m),

un pique vertical (470 m), un túnel inferior en presión (1,7

km) y una caverna de máquinas, donde se alojarán los equi-

pos de generación. La central se conectará al Sistema Inter-

conectado Central (SIC) mediante una línea de transmisión

de 87 Km (2x220kV) en la S/E Ancoa.

Durante julio de 2015, se llevaron a cabo en el laboratorio de

la firma Voith Hydro en la ciudad de Heidenheim en Alema-

nia, las pruebas del modelo reducido de las turbinas. Los

resultados obtenidos fueron satisfactorios y permitió liberar

el diseño hidráulico, dándose inicio a los diseños de detalle

de los equipos de generación principal, proceso que tomará

aproximadamente ocho meses.

En agosto de 2015 Endesa Chile participó de las pruebas de

armado en fábrica de la tuneladora (Tunnel Boring Machine),

que se utiliza para realizar la construcción del túnel de aduc-

ción del proyecto y que ha sido fabricada por Robbins (Ohio,

EE.UU.), bajo la supervisión del contratista de obras civiles

Ferrovial Agroman. Hacia fines del 2015 llegó al sitio de obra

la totalidad de los componentes de la tuneladora, encontrán-

dose la preparación de ingreso en pleno desarrollo.

Respecto de la línea de transmisión, actualmente se dispo-

ne de acuerdos de servidumbres firmadas para un equiva-

lente a 218 estructuras que es igual al 73,6% del total de

estructuras. Además, se dio inicio al proceso de notifica-

ción y publicación de la Concesión Eléctrica Definitiva

(CED) luego de que el 9 de diciembre de 2015, la Superin-

tendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) emitiera la

resolución otorgando la admisibilidad de la concesión pre-

sentada por Endesa Chile.


Optimización Central Bocamina Segunda UnidadEl proyecto Optimización Central Bocamina, segunda uni-

dad, ubicado en la comuna de Coronel, provincia de Concep-

ción, Región del Biobío, consiste en la instalación de una

unidad térmica a carbón de 350 MW, contigua a la actual

central Bocamina, que utiliza como combustible carbón pul-

verizado bituminoso. La nueva unidad se conecta al Sistema

Interconectado Central (SIC), mediante el enlace con la S/E

Lagunillas que ha desarrollado Transelec.

El 30 de enero de 2015 se ingresó al Servicio de Evalua-

ción Ambiental (SEA) la Adenda N°2 del proyecto “Optimi-

zación Central Termoeléctrica Bocamina Segunda Unidad”

y el 2 de abril de 2015, el SEA publicó la Resolución de

Calificación Ambiental (RCA), aprobada el 16 de marzo de

2015 por la Comisión de Evaluación Ambiental de la Re-

gión del Biobío.

Posteriormente, luego de una resolución emitida el veinte

de mayo de 2015 por la Superintendencia de Medio Ambien-

te (SMA), donde se pronunció positivamente sobre la solici-

tud de calificar la solución de filtros y mallas en la succión de

las aguas de refrigeración, Endesa Chile comenzó con el

proceso de reinicio de operaciones del complejo Bocamina.

Durante mayo y junio finalizan los trabajos de terminaciones

en la Central correspondientes a los contratos “Término de

pendientes Mecánicos y Eléctricos de Comisionamiento”,

adjudicado a la empresa Mavitec, y “Término de Pintura y

Aislación Bocamina II”, adjudicado a la empresa Akeron Caf.

El 30 de junio de 2015, la Segunda Unidad de la Central Bo-

camina se declaró en operación comercial y quedó disponi-

ble para el despacho por parte del Centro de Despacho Eco-

nómico de Carga del Sistema Interconectado Central

(CDEC-SIC), después de un periodo de pruebas operaciona-

les que se iniciaron la primera semana de junio.

En tanto, en enero de 2015, Endesa Chile aprobó el acuerdo

realizado con el Consorcio Tecnimont-SES, mediante el cual

se pone término al arbitraje interpuesto en la Cámara de Co-

mercio Internacional (CCI), por el cumplimiento de las obliga-

ciones pactadas en el contrato “Proyecto Ampliación Central

Bocamina”.


Proyectos en estudioProyecto Hidroeléctrico NeltumeEl proyecto Neltume contempla su ubicación la Región de

Los Ríos en la parte alta de la cuenca del río Valdivia. El

proyecto Neltume consiste en una central hidroeléctrica de

pasada de 490 MW de potencia instalada, que se conecta-

ría al SIC a través de una línea de transmisión de 42 kilóme-

tros en 220 kV desde Neltume hasta Pullinque.

La compañía retiró el 29 de diciembre de 2015 el Estudio

de Impacto Ambiental (EIA) de la central, el que se encon-

traba en evaluación ambiental en el Servicio de Evaluación

Ambiental (SEA) de la Región de Los Ríos. Esta decisión

compete sólo al proyecto central Neltume y no al proyecto

de transmisión, el que sigue su curso de tramitación en el

SEA.

El nuevo diseño para un posible proyecto requerirá una se-

rie de estudios técnicos y ambientales adicionales, proce-

so que se llevará adelante generando espacios de colabo-

ración y visiones comunes, en todo lo posible, con las

comunidades y autoridades locales. El propósito de Endesa

Chile es lograr un desarrollo del proyecto de un modo ar-

mónico con el entorno territorial, social y ambiental, en lí-

nea con los requerimientos energéticos de la región y del

país.

En el área social, Endesa Chile ha establecido un modelo

de trabajo permanente con las comunidades y localidades

donde se ubican sus plantas y proyectos, apoyando mesas

y promoviendo fondos concursables para que sea la propia

comunidad y sus integrantes quienes definan qué proyec-

tos desarrollar, sobre la base de sus intereses y necesida-

des.

Proyecto Termoeléctrico Ciclo Combinado de TaltalEl proyecto consiste de la instalación de una turbina a va-

por para convertir la planta de ciclo abierto de Taltal a gas

en una planta de ciclo combinado, lo que permitirá usar el

vapor generado por las emisiones de calor de las turbinas a

gas para producir energía, mejorando considerablemente

su eficiencia. La planta Taltal está ubicada en la Región de

Antofagasta (II Región). Actualmente la planta existente de

Taltal dispone de dos turbinas a gas de 120 MW (capacidad

Proyectos en DesarrolloEn Endesa Chile, se analizan continuamente diferentes

oportunidades de crecimiento en los países en los que parti-

cipamos. Durante 2015, la compañía reformuló su portfolio

de proyectos de modo de tener opcionalidad en la decisión

de inversión. El foco está puesto en una cartera formada por

proyectos con una visión sostenible, considerando en ello la

perspectiva técnica, ambiental, social y económica. La fecha

esperada para la puesta en servicio de cada proyecto es con-

tinuamente revisada y es definida sobre la base de las opor-

tunidades comerciales y de la capacidad de de la compañía

para materializar estos proyectos. Los proyectos en curso

son los siguientes:


neta) cada una. La potencia adicional que se agregaría a la

turbina a gas sería de aproximadamente 130 MW y, por lo

tanto, la central Taltal podría alcanzar una potencia total de

370 MW (neta). La energía producida sería entregada al

SIC a través de la línea existente de 220 kV, doble circuito,

Diego de Almagro – Paposo.

En diciembre de 2013 se entregó al SEA, para su aproba-

ción, una Declaración de Impacto Ambiental (“DIA”) por un

proyecto optimizado. La principal modificación se refiere al

cambio del sistema de refrigeración, el cual originalmente

estaba diseñado como un sistema húmedo (utilizando agua

de mar) y está siendo modificado hacia un sistema de refri-

geración seco. Durante el segundo trimestre de 2015 se

ingresó al SEA la Adenda No. 2, en respuesta a la ronda de

consultas levantada por dicho organismo tras el ingreso de

la primera Adenda. En el tercer trimestre el SEA emitió su

tercer set de observaciones (únicamente tres) cuya res-

puesta (Adenda No. 3) Endesa Chile ha decidido posponer

hasta fines de 2016, de modo de generar espacios e ins-

tancias de diálogo y trabajo colaborativo en conjunto con la

comunidad y así construir una relación colaborativa y trans-

parente, que permita avanzar en acuerdo con las comuni-

dades.

El proyecto está siendo financiado con recursos generados

internamente.

Terrenos Reservados para Futuros Proyectos A diciembre de 2015, Endesa Chile mantiene bienes inmue-

bles (terrenos) por una superficie total de 250 ha aproxima-

damente, destinados a ser utilizados en proyectos ter-

moeléctricos e hidroeléctricos. Estos bienes se ubican en la

Región de Atacama (208,9 ha) y en la Región de Los Lagos

(42 ha).


Operaciones en Colombia


Emgesa

Guavio (hidroeléctrica) 1.213,0 1.213,0

Guaca (hidroeléctrica) 324,6 324,6

Paraíso (hidroeléctrica) 276,6 276,6

Cartagena (termoeléctrica) 208,0 208,0

Termozipa (termoeléctrica) 235,5 235,5

Darío Valencia (hidroeléctrica) (2) (4) 150,0 150,0

Charquito (hidroeléctrica) 19,5 19,5

Limonar (hidroeléctrica) (5) 18,1 18,1

Tequendama (hidroeléctrica) 19,5 19,5

San Antonio (hidroeléctrica) (2) 0 0

Salto II (2) (4) 35,0 35,0

Laguneta (2) (4) 18,1 18,1

Betania (hidroeléctrica) 540,9 540,9

El Quimbo (hidroeléctrica) (6) 0 400

Total 3.059 3.459

Generación de energía eléctrica (GWh) 2014 2015

Emgesa (3) 13.559 13.705

Total generación en Colombia 13.559 13.705

Ventas de energía eléctrica (GWh) 2014 2015

Emgesa 15.773 16.886

Total ventas en Colombia 15.773 16.886

(1) Potencias calculadas de acuerdo a la norma operativa de Endesa Chile N°38 “Norma para definición de potencia máxima en cen-trales hidroeléctricas y termoeléctricas de Endesa Chile”, al 31 de diciembre de cada año.

(2) Desde enero de 2014 se incorporó la unidad 2 de la central Darío Valencia en Colombia, con una capacidad instalada de 50 MW. Desde abril de 2014 se incorporó la unidad 3 de Darío Valencia con 50 MW adicionales. Desde Marzo 2014, se retira de operación comercial la central San Antonio con 20 MW. Desde Junio 2014 se incorporan 35 MW de la central Salto II y a partir del 17 de diciem-bre de 2014, 18 MW de la central Laguneta.

(3) Corresponde a la generación total, descontados los consumos propios y los auxiliares externos.

(4) Las centrales Salto II, Darío Valencia y Laguneta pertenecen al proyecto Salaco.

(5) Capacidad instalada de Limonar difiere del valor informado en la Memoria anterior debido a una corrección.

(6) La nueva central Hidroeléctrica de El Quimbo inició su operación comercial el 16 de noviembre de 2015.

Actividades y proyectos Contextos Hidrológico Favorable para Emgesa en 2015La oferta de energía eléctrica en Colombia en 2015, de manera similar a lo sucedido en 2014, se carac-

terizó por presentar condiciones relativamente secas, reflejadas en aportes hidrológicos en los embal-

ses del Sistema Interconectado Nacional (SIN) de 89,6% con respecto a la media histórica (en 2014 los

aportes hidrológicos fueron de 93,3% con respecto a la media histórica). Los aportes hidrológicos infe-

riores a la media histórica, junto con la ocurrencia del fenómeno de El Niño, que empezó a manifestarse

con mayor fuerza a partir del mes de septiembre, ocasionó que el precio de bolsa superara el precio de

escasez. Así, el precio promedio año fue 378,2 COP $/kWh (incremento de 68% con respecto a 2014)


Sentencia Acción Popular Río BogotáEn el mes de abril de 2014, se conoció el fallo de segunda

instancia, en el que el Consejo de Estado resolvió la acción

popular encaminada al saneamiento del Río Bogotá y el em-

balse del Muña. Los siguientes son los aspectos más rele-

vantes de la sentencia para los intereses de EMGESA:

Se determinó que EMGESA no tiene responsabilidad en el

daño ambiental ocasionado en el recurso hídrico del Río

Bogotá.

> La alternativa seleccionada por el órgano judicial para la

descontaminación del Río Bogotá es aquella compatible

con el proceso de generación de energía eléctrica.

> El fallo reconoce y valida los acuerdos, convenios suscri-

tos y recursos ya apropiados para la construcción de la

planta de tratamiento Canoas y su estación elevadora.

EMGESA y la Empresa de Acueducto y Alcantarillado de

Bogotá (EAAB) deberán cumplir el convenio interinstitu-

cional 9-07-10200-0688-2011 (Aportes para la construc-

ción de la Estación Elevadora Canoas).

> Se ordenó a EMGESA, mientras dure la concesión de

aguas para la generación de energía eléctrica en el embal-

se del Muña, financiar la operación y mantenimiento de la

estación elevadora de Canoas.

> Se declaró que la diferencia en la actualización de los

aportes económicos asumidos en el marco de los conve-

nios y acuerdos suscritos para la financiación de las obras,

actividades, planes, proyectos y programas para la ges-

influenciado principalmente por precios altos presenta-

dos hasta el 17 de octubre. Se destaca que el precio de

bolsa alcanzó un máximo de 2.817 COP$/kWh (octubre

5, periodo 9). Este comportamiento condujo a que la

CREG estableciera un techo al precio de bolsa (75% del

costo del primer escalón de racionamiento - Res. CREG

172 de 2015).

En este contexto, el margen variable del año 2015 de Emge-

sa fue COP $1.918,3 millones, superior en 3,1% al presenta-

do en el mismo periodo de 2014. Este resultado se vio favo-

recido por una generación anual de 13.705 GWh,

presentándose un crecimiento de 0,5% con respecto al año

anterior.

Se destaca que a pesar de las condiciones hidrológicas del

Sistema, la hidrología de Guavio fue del 116,9% con respec-

to a la media histórica.

Efectiva Gestión de Mantenimiento en las Centrales de Generación e Hitos de la Gestión de Producción en 2015

En el 2015 la generación de energía neta alcanzó un incre-

mento del 0,8% con respecto al 2014. Esto es el resultado

de una efectiva gestión técnica en las centrales de genera-

ción que incluye una adecuada planeación y ejecución de

mantenimientos preventivos y correctivos. El Índice de Dis-

ponibilidad total del parque generador en el 2015 fue de

91,2% con un incremento de +0,3% comparado con el

2014.

Como hitos relevantes de la gestión de producción en el

2015, es importante destacar que tres de nuestras centra-

les de generación superaron su record de generación histó-

rica anual: la Central Guavio generó 6.603 GWh (+5,8%

respecto al registro de 2012 con 6.241 GWh) gracias al de-

sarrollo de proyectos especiales para la optimización del

recurso hídrico, la central Termozipa generó 1.150 GWh

(+15,9% del registro que se tenía de 1997 con 992 GWh) y

la Central Cartagena generó 362 GWh (+50,8% de lo regis-

trado en 2010 con 240 GWh). El incremento en la genera-

ción térmica reflejó la efectiva gestión de mantenimiento

en las centrales al responder adecuadamente ante el re-

querimiento del Sistema Interconectado Nacional por el

fenómeno de El Niño.


Gestión de Concesiones de Aguas para la Generación de Energía EléctricaDurante 2015 se realizaron gestiones ante la Corporación

Autónoma Regional de Cundinamarca -CAR- para la modifi-

cación y ampliación de la concesión del río Bogotá. Como

resultado de lo anterior, se entregó a la CAR una aclaración

a la solicitud de modificación de concesión realizada en el

año 2011. El argumento para la modificación es contar con el

recurso necesario para aprovechar la capacidad máxima de

las plantas de generación que utilizan el río Bogotá.

Central Potencia MW Fecha término concesiones

Guavio 1.213 27 de mayo de 2028

Guaca 325 30 de julio de 2018

Paraíso 277 30 de julio de 2018

Betania 541 13 de octubre de 2038

Charquito 20 30 de julio de 2018

Limonar 18 30 de julio de 2018

Tequendama 20 30 de julio de 2018

Diario Valencia 150 30 de julio de 2018

Sociedad Portuaria en Cartagena Sociedad Portuaria en Cartagena - SPCCUna vez vencido el plazo de 12 meses a partir de la suscrip-

ción del Otrosí No. 1 del Contrato de Concesión Portuaria

No.006 entre la Agencia Nacional de Infraestructura (ANI) y

la Sociedad Portuaria Central Cartagena (SPCC), el 22 de di-

ciembre de 2015, y en vista de que a dicha fecha no se obtu-

vo pronunciamiento de la autoridad ambiental competente

CARDIQUE respecto a la resolución de autorización del Plan

de Manejo Ambiental para el inicio de obras de construcción

del muelle no obstante la debida diligencia por parte de

SPCC ante dicho trámite ambiental, SPCC gestionó ante la

ANI solicitud de desplazamiento del cronograma de inversio-

nes contractual por un año más.

Por otra parte, la ANI ha solicitado con urgencia la presenta-

ción por parte de SPCC del plan de mantenimiento del mue-

lle flotante (barcaza Júpiter) entregado en la zona de uso

público de la concesión, debido al deterioro y mal estado

actual del mismo, considerando que este activo deberá ser

recuperado por el concesionario y reversado ante la nación

(INVIAS) en buen estado una vez se haya construido el mue-

lle fijo que estipula el contrato. En la Junta Directiva de SPCC

del 16 de diciembre de 2015 se autorizó la inversión para

tión integral de la cuenca hidrográfica del río Bogotá, es-

tará a cargo de cada una de las entidades involucradas, en

el porcentaje que corresponda de acuerdo con su partici-

pación y compromisos adquiridos en los mismos.

> Se ordenó al Ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo

Sostenible (MADS), en coordinación con el Instituto de Hi-

drología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM),

que en el término de 24 meses desarrolle y adopte una

metodología específica para la estimación del caudal am-

biental y ecológico del Río Bogotá.

> Se ordenó a EMGESA y a la Corporación Autónoma Re-

gional de Cundinamarca (CAR), coordinar con la Empresa

de Energía de Bogotá (EEB), la realización de todas las

actividades necesarias para la operación y mantenimiento

del embalse del Muña (dragado, disposición de lodos,

operación y mantenimiento del sistema de aireación, co-

sechas y disposición de buchón).

> Como consecuencia de lo anterior durante 2015 en con-

junto con EEB y con coordinación de la CAR se desarrolla-

ron actividades de operación y mantenimiento del embal-

se del Muña (dragado y gestión de lodos, mantenimiento

de orillas, monitoreos, entre otras). En el mismo sentido,

la CAR concedió un plazo de 18 meses para la elaboración

de un plan de manejo ambiental para el embalse.

> Con respecto a la estación elevadora Canoas se trabajó

en la revisión final de los pliegos para iniciar la licitación

de la contratación de los diseños de la ingeniería necesa-

ria para la construcción de la Estación Elevadora, suminis-

tro de equipos, pruebas y puesta en marcha, licitación

que realizará la Empresa de Acueducto de Bogotá en

2016.


de US$0,6 millones, atendiendo 9 clientes industriales (No

Regulados) en Bogotá y Manizales, y 13 clientes en boca de

pozo (Mercado Secundario). Adicionalmente se aseguró el

aprovisionamiento de gas de largo plazo (hasta 2020) de los

campos Cusiana-Cupiagua y Clarinete 1, y se logró la firma

de contratos de venta con clientes finales en un alto porcen-

taje para este mismo periodo.

Proyecto SalacoCon la entrada en servicio del sistema SCADA de las tres

centrales el 31 de noviembre de 2015, culminó la totalidad

de las inversiones previstas asociadas al proyecto Salaco.

Previamente se habían dado las siguientes fechas de entra-

da en operación de unidades del proyecto: el 6 de noviembre

de 2013 la Unidad 2 (50 MW); el 28 de enero de 2014 la

Unidad 1 (50 MW); el 28 de marzo de 2014 la Unidad 5 (50

MW) de la central Darío Valencia Samper; el 25 de junio de

2014 la Unidad 2 de la central Salto II (35 MW); el 13 de di-

ciembre 2014 de la Unidad 1 de Laguneta (18 MW); y el 22

de diciembre 2014 de la unidad 3 de Limonar (18 MW).

La inversión aprobada fue de US$43,7 millones incluidas

contingencias, la inversión ejecutada fue de US$40,6 millo-

nes, el total de horas/hombre laboradas en el proyecto fue-

ron 835 mil bajo los más altos estándares de seguridad y

protección del medio ambiente.

compra de nueva barcaza de carácter urgente, teniendo en

cuenta que actualmente no es posible realizar actividades de

recepción de combustibles por vía marítima por el estado

actual de la barcaza Júpiter.

Por último, en reunión sostenida entre la SPCC y la ANI el

pasado 9 de diciembre, SPCC socializó con esta entidad

la situación actual energética que atraviesan las centrales

de generación térmica que operan con combustibles lí-

quidos, como es el caso de la Central Cartagena de

Emgesa, y la resolución 109 de la CREG que pondría en

riesgo el ingreso por Cargo por Confiabilidad para estas

centrales a partir del 2019. Esto implicaría la amenaza

para SPCC que su único (o principal cliente) no pueda

operar a futuro y que por tal motivo, no se justificaría la

inversión de 2 millones de dólares para la construcción

del muelle en concreto acordado en el contrato en conce-

sión ante la incertidumbre actual. Durante el 2016 se re-

visará con la ANI las alternativas de la SPCC para evitar

incumplimiento en el contrato de concesión y en el plan

de inversiones acordado.

Comercialización de GasDurante el 2015, se consolidó el ingreso de Emgesa al mer-

cado de Comercialización de gas en Colombia, logrando ven-

tas por un total de 55 Mm3 y obteniendo un margen variable


Proyecto y entrada en Operación Comercial de El QuimboEl proyecto El Quimbo se localiza al sur del departamento del

Huila, al sureste de Bogotá, y se alimenta del caudal de los

ríos Magdalena y Suaza. El proyecto considera un aprovecha-

miento a pie de presa con capacidad instalada de 400 MW,

con una generación media estimada de 2.216 GWh/año.

Dada la emergencia por la que atraviesa el país por el fenó-

meno del niño, el 6 de octubre de 2015 el Ministerio de

Minas y Energía dictó el decreto con fuerza de ley N°1.979

de 2015, con el cual se autoriza a Emgesa a iniciar la gene-

ración de energía a partir del 7 del octubre de 2015. El 11/

de octubre de 2015 se efectuó la primera sincronización de

la U1 al sistema de transmisión nacional de Colombia.

Los principales avances del proyecto durante el transcurso

del año 2015, fueron los siguientes:

> En junio de 2015, se inició el llenado del embalse.

> En julio de 2015, se alcanzó el nivel mínimo de operación

(elevación 675 m.s.n.m).

> En agosto de 2015, se realizó el primer giro y las pruebas

de sobre-velocidad de la Unidad 1.

> En septiembre de 2015, se realizó el primer giro de la

Unidad 2.

> En octubre de 2015, se realizaron las pruebas de sobre-

velocidad de la Unidad 2.

> En octubre de 2015, se iniciaron las pruebas de sincroni-

zación de ambas Unidades.

Posteriormente, luego de conocer el comunicado oficial de la

Corte Constitucional, publicado el 15 de diciembre de 2015 y

en el que declara inexequible el decreto N°1979, Emgesa

tomó la decisión de suspender la generación de energía en El

Quimbo, a partir del 16 de diciembre de 2015, y solicitó al Tri-

bunal Administrativo del Huila suspender de manera temporal

la medida cautelar. El 8 de enero de 2016, el Juzgado Tercero

Penal de Neiva falló la tutela interpuesta por el Ministerio de

Minas y Energía y la Autoridad Nacional de Acuicultura, y orde-

nó reiniciar la generación en El Quimbo de forma provisional e

inmediata. A partir del 10 de enero de 2016 Emgesa reinicia la

generación de energía en El Quimbo.

Terrenos Reservados para Futuros Proyectos En Colombia, actualmente, no existen terrenos reservados

para futuros proyectos.


Operaciones en Perú


Edegel

Huinco (hidroeléctrica) 247 268

Matucana (hidroeléctrica)(2) 137 137

Callahuanca (hidroeléctrica) 80 84

Moyopampa (hidroeléctrica) 66 69

Huampani (hidroeléctrica) 30 30

Yanango (hidroeléctrica) 43 43

Chimay (hidroeléctrica) 151 152

Santa Rosa (termoeléctrica)(3) 413 419

Ventanilla (ciclo combinado) 485 484

Total 1.652 1.686

Generación de energía eléctrica (GWh)(4) 2014 2015

Edegel 8.609 8.218

Total generación en Perú 8.609 8.218

Ventas de energía eléctrica (GWh) 2014 2015

Edegel 9.320 8.633

Total ventas en Perú 9.320 8.633

(1) Potencias calculadas de acuerdo a la norma operativa de Endesa Chile N°38 “Norma para definición de potencia máxima en cen-trales hidroeléctricas y termoeléctricas de Endesa Chile”, al 31 de diciembre de cada año.

(2) En julio se realizó el aumento de capacidad de Matucana debido a la medición de potencia efectiva por parte del operador del sistema (COES)

(3) A partir de las 00:00 horas del 5/12/2014, se declara nuevamente en operación comercial la unidad TG 7 de la central Santa Rosa (121 MW). El resto de las variaciones de la capacidad instalada en Santa Rosa se debe a mediciones por parte del COES (-13 MW)

(4) Corresponde a la generación total, descontados los consumos propios, y, las pérdidas de transmisión. Los datos del año 2012 difieren de los valores reportados anteriormente, dado solamente se le descontaban los consumos propios

Actividades y Proyectos Edegel Inversiones

Las inversiones de Edegel, como líder en el subsector de generación de energía eléctrica, están orientadas a

mantener la fiabilidad del suministro.

Las inversiones detalladas líneas abajo cumplen con esta premisa y demuestran el compromiso con el desa-

rrollo sostenible del Perú.


Mantenimientos mayores en turbinas FrancisSe realizaron mantenimiento mayores los cuales consistie-

ron en cambios de turbina con modelos más eficientes y

rehabilitaciones de nuestras turbinas Francis, las cuales pre-

sentaban desgastes excesivos ocasionado por el agua con

sedimentos del rio. La inversión fue US$1,9 millones que

permitirá recuperar eficiencia, mejorar el factor de planta y

reducir las intervenciones de mantenimiento incrementando

los beneficios económicos.

Rehabilitación de la Turbina en YanangoLa central Yanango cuenta con una turbina Francis de eje

vertical de 42,6 MW del año 2000 con 53,713 horas de ope-

ración que ha sufrido desgaste de sus elementos por la ac-

ción erosiva del agua con sedimentos del río Tarma por lo

cual se programó su mantenimiento mayor en talleres.

Los trabajos consistieron en la rehabilitación del rodete, ála-

bes directrices, tapas de turbina y laberintos, de rodete y

tapas en talleres, se aplicó recubrimiento de carburo de

tungsteno a las partes de la turbina más expuestas a deterio-

ro para aumentar su resistencia al desgaste. La inversión fue

de US$0,4 millones.

Centrales Hidráulicas Reparaciones de infraestructura Civil Hidráulica.

Se realizaron reparaciones de los canales para sellar varias

grietas y rajaduras con pérdida de agua en el canal Antashupa,

canal Marcapomacocha y canal Huampaní.

Para las reparaciones, se utilizaron materiales de alta tecno-

logía como fue un compuesto de cemento hidráulico espe-

cialmente diseñado para fraguado rápido, que no encoje, y

de alta resistencia para parchar y reparar el concreto, y de

esta manera detener el flujo del agua en segundos y sellar

las grietas, perforaciones y otros defectos en el concreto a

base de cristales.

Se ha invertido un total de US$1,4 millones y los beneficios

han sido mejorar la seguridad de las instalaciones y eliminar

las pérdidas de agua que se traducen en energía eléctrica

que se deja de generar.

Construcción de muros y techados del Canal de HuampaníEn el mes de mayo de 2015, se realizaron trabajos de acondi-

cionamiento del canal Huampaní para la construcción de mu-

ros de contención, soleras y techados del canal. Los objetivos

de los trabajos fueron dar estabilidad a taludes, techar el canal

el cual representa un riesgo para la población o para la misma

operación y asegurar la capacidad de conducción de las aguas

del canal. Las actividades realizadas fueron muros de 250 me-

tros, techos de 417 metros, solera de 90 metros y tarrajeo

600 m2. La inversión fue de US$0,7 millones.


Cambio de Turbina Grupo 1 de ChimayDurante el mes de noviembre, luego de 350 horas continuas

de operación, se realizaron los siguientes trabajos:

> Controles dimensionales y ensayos no destructivos en

rodete y laberintos fabricados por ALSTOM,

> Planificación de la seguridad en el Grupo 1 de Chimay

> Cambio de turbina.

La inversión fue de US$1,4 millones.

Acciones de prevención fenómeno del NiñoAnte la alerta del fenómeno del Niño presentado en nuestro

país, se realizaron una serie de acciones preventivas para

disminuir y controlar los riesgos de nuestras instalaciones y

vecinos. La inversión fue US$0,8 millones.

Principales acciones realizadas:

> Protección en lado Izquierdo CCHH Moyopampa.

> Reparación carretera Taza Moyopampa.

> Protección de canal Huinco Callahuanca.

> Mantenimiento de descarga CCHH Moyopampa, Huam-

paní.

> Reforzamiento de muros y techado Canal Huampaní.

> Mantenimiento del Vaso de la toma Huampaní.

> Protección de las soleras de toma Huampaní.

> Protección de toma Huampaní (sobre elevación de muros).


Actualización del sistema de control TG-3 C. T. VentanillaEl cambio del sistema de control de la unidad TG3 fue la últi-

ma etapa del proyecto DCS en el ciclo combinado Ventanilla,

que incluyó el cambio de hardware S7, software T3000, lo-

grando que todas las unidades de generación del ciclo com-

binado Ventanilla operen con un sistema de control estanda-

rizado y de arquitectura abierta. Con esta actualización se

obtiene una mayor confiabilidad del sistema de control y

mayor disponibilidad de repuestos para atender fallas y si-

tuaciones de emergencias.

Centrales Térmicas Mantenimiento mayor y LTE TG-3 C.T. VentanillaLuego de 100,000 horas de operación, del 7 de abril al 1

de junio se realizó el primer mantenimiento mayor de la

turbina Siemens TG3, de 155 MW, incluyendo las activida-

des de LTE (Life Time Extensión). Este mantenimiento

implicó el desmantelamiento total de la turbina y del com-

presor, cambiando partes y elementos no regulares a

otras intervenciones, con la finalidad de extender la vida

útil de la turbina y poder operar otras cien mil horas adicio-

nales en las mismas condiciones de disponibilidad, capa-

cidad y eficiencia.

También se incluyeron actividades de mantenimiento im-

portantes en la caldera HRS11, chimeneas, junta de ex-

pansión, transformador principal y otros equipos eléctri-

cos como la inspección del generador eléctrico con rotor

retirado.

En total se tuvo la participación de 100 técnicos-especialis-

tas locales y 60 extranjeros.


tensión por dos años adicionales del Estudio de Impacto

Ambiental para la central y se iniciaron las labores para ase-

gurar los permisos para la conexión de la central a la subes-

tación Yanango mediante la aprobación del Estudio de

Preoperatividad.

En relación a los permisos, la central cuenta con la conce-

sión definitiva de generación de la central, el Estudio de Im-

pacto Ambiental de generación y de transmisión, así como

con los Certificados de Inexistencia de Restos Arqueológi-

cos (CIRA) de generación y transmisión aprobados.

Terrenos Reservados para Futuros Proyectos A diciembre 2015, Edegel mantiene un bien inmueble (terre-

no) por una superficie de 10 Ha aproximadamente, destina-

do a ser utilizado en un proyecto termoeléctrico. Este bien

se ubica en la región Ica, al sur de Lima.

Inspección de turbinas libres TG-6 A y B UTI de la C.T. Santa RosaEn marzo se realizó la inspección preventiva de las turbinas

libres con un especialista del fabricante, que permitió cono-

cer el estado interno y evaluar la extensión de las próximas

inspecciones programadas, representando un incremento

de la confiabilidad para operar por periodos más prolongados

y una reducción en los gastos de mantenimiento.

Reparación de chimenea TG-8 de la C.T. Santa RosaDel 27 de mayo al 7 de junio se realizó el mantenimiento en

la chimenea TG-8 debido al desgaste en los silenciadores

que provocó una salida no programada. Se corrigieron daños

puntuales y reparación preventivamente en zonas críticas

permitiendo retornar rápidamente al servicio con la confiabi-

lidad requerida en una operación continua.

Proyectos en EstudioCentral Hidroeléctrica Curibamba

Esta central se ubicará aguas arriba de la toma de la C.H.

Chimay, departamento de Junín, y aprovechará el caudal de

los ríos Comas y Uchubamba.

El proyecto contempla la construcción de una central de pasa-

da con potencia de 192 MW, un caudal de diseño de 86 m3/s,

una producción de 1.013 GWh/año, y una línea de transmisión

hasta la SE Pachachaca, de 135 km de longitud en 220 kV de

simple terna, esta solución está en revisión y evaluación ya

que se ha aprobado el Plan de Transmisión Vinculante 2015 –

2024 que posibilitaría una interconexión en la subestación

Nueva Yanango a 40 km de la central Curibamba.

Durante el 2015, se continuó con los procesos de licitación

de los contratos principales del Proyecto por Obras Civiles,

Equipamiento y Línea de Transmisión e Interconexión Eléc-

trica al sistema con el objetivo de presentar el proyecto al

proceso de Suministro de Energía de Nuevas Centrales Hi-

droeléctricas organizada por Proinversion, llegando a etapas

finales en los procesos de las Obras Civiles y del Equipa-

miento de la Central. La licitación fue postergada en el mes

de Julio hasta nuevo aviso. Paralelamente, se obtuvo la ex-

Medio Ambiente

Medio Ambiente 171

Las 29 instalaciones que Endesa Chile tiene en operación en

el territorio nacional tienen implementados Sistemas de

Gestión Ambiental (SGA), basados en la Norma ISO 14.001

(a excepción la constituye la Unidad 2 de la C.T Bocamina), y

todas ellas (a excepción de CT Atacama que realizará su au-

ditoría de seguimiento en enero de 2016) cursaron exitosa-

mente sus auditorías de seguimiento o recertificación. De

este modo, al 31 de diciembre de 2015, el 94,5% de la po-

tencia instalada de Endesa Chile cuenta con un SGA, certifi-

cado en la Norma ISO 14.001.

En la CT San Isidro, a raíz de la escasez hídrica que afecta la

zona central de Chile, se ha generado un deterioro de la cali-

dad del agua utilizada para la refrigeración, deterioro refleja-

do en un alto contenido de sulfatos, lo cual ha limitado la

generación de las unidades. Esto ha ocurrido desde el año

2014, y ha obligado a implementar y mantener durante gran

parte de 2015 un abastecimiento complementario externo

de agua cruda para levantar las restricciones de generación.

Adicionalmente a ello, la empresa estudió la posibilidad de

entregar el agua industrial resultante del proceso de enfria-

miento para reutilizarla externamente, para lo cual la Compa-

ñía presentó al SEA de Valparaíso la Consulta de Pertinencia

del proyecto “Valorización de las aguas de enfriamiento de la

CT San Isidro para su entrega y uso en procesos industriales

de terceros”. El 13 de octubre de 2015, el SEA emitió la Re-

solución 336, que señala que el citado proyecto “no debe so-

meterse obligatoriamente al SEIA en forma previa a su ejecu-

ción”. Esta actividad está en proceso de implementación.

Como solución definitiva a este tema se está estudiando la

instalación de una planta de tratamiento del agua de pozos,

que permita extraer el sulfato al agua antes de su ingreso al

proceso de refrigeración. El objetivo es que esta planta de

tratamiento pueda tratar toda el agua que hoy no se puede

usar de los pozos. Está en desarrollo la factibilidad técnica y

el diseño (etapas de construcción, operación y desmontaje).

Respecto de los avances en gestión ambiental de la CT Bo-

camina es destacable mencionar que en abril de 2015, la

Medio Ambiente

Comisión del Evaluación de la Región del Biobío a través de

la Resolución Exenta N°128/15 aprobó el proyecto Optimiza-

ción C.T. Bocamina Segunda Unidad. Como parte del proce-

so de evaluación ambiental del proyecto, Endesa Chile de-

sistió de las solicitudes de aumento de captar un caudal

adicional de 5.000 m3/h de agua de refrigeración y de au-

mento de potencia de 20 MW, quedando en conformidad

con lo aprobado en la primera RCA (Resolución Exenta Nº

206/2007). Además, se establecieron mejoras ambientales

adicionales como instalación de filtros de tecnología avanza-

da en la succión de agua de refrigeración y el techado de las

canchas de carbón.

Por otra parte, en mayo de 2015 y a través de la R.E. N°405,

la Superintendencia de Medio Ambiente se pronuncia favo-

rablemente sobre la solución de filtros y mallas de las aduc-

ciones de la central. Además, esta resolución establece

una serie de medidas que se deben implementar para el

control de ingreso de biomasa, mientras se instalan los fil-

tros definitivos, y condiciona la operación de la Segunda

Unidad con la puesta en marcha del desulfurizador de la

Primera Unidad. El 8 de mayo de 2015, Endesa Chile comu-

nica a la SMA la sincronización y comisionamiento del

desulfurizador de la Primera Unidad. Considerando lo ante-

rior, el 22 de mayo de 2015, Endesa Chile envía una carta a

las autoridades informando el inicio de puesta en marcha

de la Segunda Unidad, cuya operación comercial se iniciaría

el 01 de julio de 2015. Al 31 de diciembre de 2015, ambas

unidades de la CT Bocamina se encuentran con los sistema

de filtros pasivos tipo Jhonson screen instalados (desde el

24 de octubre la Segunda Unidad y desde el 18 de diciem-

bre la Primera Unidad). Adicionalmente, en el segundo se-

mestre del 2015 se iniciaron los trabajos necesarios para el

techado de las canchas de carbón Norte y Sur, estando a

diciembre de 2015 en proceso de permisos sectoriales, ex-

cavación para las fundaciones, colocación de armaduras,

hormigonado del muro y otros.

El 24 de abril de 2015, Celta S.A., a través de la CT Tarapa-

cá firmó el Acuerdo de Producción Limpia (APL) del Borde

Costero de la Región de Tarapacá. El APL es un convenio


“Programa de Largo Plazo”. Terminado el Plan de Asisten-

cia y Continuidad establecido en la RCA de la CH Ralco,

mediante este programa, Endesa Chile establecerá un

plan de trabajo futuro conjunto con las comunidades de El

Barco y Ayin Mapu.

> En el ámbito social y de promoción de la educación,

Endesa Chile continuó con el programa de becas de en-

señanza media y superior, y promoción del acceso a pro-

gramas de formación y capacitación de oficios.

> Destacó también el fomento a la preservación de la cultu-

ra, mediante el apoyo a ceremonias y celebraciones cultu-

rales.

> En el ámbito productivo, se continuó el reforzamiento del

enlace con programas de Gobierno en el ámbito producti-

vo, en el que destacan las alianzas con los Programas de

Desarrollo Territorial Indígena (PDTI) y Programa de Desa-

rrollo Local (Prodesal), además de la postulación a diver-

sos concursos públicos para proyectos agrícolas y extra

agropecuarios.

En 2015 y como parte del proceso de sensibilización ambien-

tal que se está llevando a cabo en las diversas instalaciones,

se materializaron actividades y alianzas con organismos de

Estado con los que se ha trabajado conjuntamente, desta-

cando:

> En la Octava Región, sede de centrales ubicadas en la

cuenca del Laja y del Biobío, se ha desarrollado una

alianza con el Servicio Nacional de Pesca (Sernapesca)

de la Región del Biobío, para reforzar la difusión de la

campaña denominada “Alto al Dydimo” que realiza dicho

Servicio Público. Esta alianza ha significado una fuerte

difusión del plan de control, cuya implementación se ha

materializado en la instalación de estaciones de desin-

fección y entrega de folletos educativos a colaboradores

directos, contratistas y visitantes a las instalaciones, en-

tre otros.

> En la zona de la central Rapel, se formalizó una alianza

con la Dirección General de Aguas (DGA) de la VI Región

de O’Higgins. Dicha alianza se traduce en el desarrollo de

un proyecto ejecutado en el embalse Rapel, el que tiene

por objeto la instalación de una boya de monitoreo de

variables ambientales. El convenio nació como iniciativa

del Comité Ambiental de Rapel, integrado por entes del

sector público y privado, en el que Endesa Chile participa

activamente.

> En la IV Región, donde se encuentra ubicada la central

Los Molles, Endesa Chile ha colaborado con la organiza-

ción Alianza Gato Andino, red multinacional e interdiscipli-

de carácter voluntario celebrado entre una asociación em-

presarial representativa de un sector productivo y los or-

ganismos públicos competentes en materias ambienta-

les, sanitarias, de higiene y seguridad laboral, eficiencia

energética e hídrica y de fomento productivo, cuyo objeti-

vo es aplicar la Producción Limpia a través de metas y

acciones específicas en un plazo determinado para el lo-

gro de lo acordado.

Respecto de las actividades relacionadas con los compro-

misos de la RCA de la CH Ralco, durante el 2015 destacan

las siguientes:

> Se efectuó la electrificación autónoma de cuatro vivien-

das ubicadas en sectores alejados donde no existe facti-

bilidad técnica para la conexión al tendido eléctrico. Este

sistema consideraba la instalación de paneles fotovoltai-

cos, baterías para el almacenamiento y un equipo gene-

rador.

> Se iniciaron los diálogos con las comunidades relocaliza-

das y autoridades locales para diseñar en conjunto el

Medio Ambiente 173

naria que integra profesionales de Argentina, Bolivia, Chi-

le y Perú para desarrollar acciones coordinadas en favor

de la conservación del Gato andino y su hábitat. En este

contexto, se ejecutó un monitoreo por parte de especia-

listas de la organización, mediante la instalación de cáma-

ras trampa en instalaciones de CH Los Molles que arroja-

ron como resultado la presencia en la zona de gato andino

(Leopardus jacobita), especie actualmente en peligro de

extinción, y puma (Puma concolor), especie protegida y

clasificada como vulnerable, en la alta cordillera de la re-

gión de Coquimbo.

En relación con el cumplimiento de las exigencias esta-

blecidas en el D.S. N°13/11 Norma de Emisiones de Cen-

trales Termoeléctricas, Endesa Chile cuenta con todos los

CEMS de sus plantas termoeléctricas certificados. Las

unidades de las centrales Atacama, Huasco, Diego de Al-

magro y Tarapacá TG cuentan con autorizaciones para la

implementación de cálculo de emisiones. En el caso par-

ticular de Atacama, debido al aumento en su despacho, ha

recibido durante 2015 la resolución de certificación de los

CEMS de su unidad 1B, y se encuentra en proceso de

ejecución de los ensayos de validación de las otras tres

unidades gas/petróleo que la componen.

Continuando en el ámbito del cumplimiento del D.S.

N°13/11, en específico los límites establecidos para las

emisiones de dióxido de azufre (SO2) y óxidos de nitrógeno

(NOx), durante 2015 la compañía avanzó en los siguientes

proyectos:

CT Bocamina - Unidad 1

Construcción e inicio de operación del desulfurización, del tipo semi seco, permite abatir el SO2 presente en el flujo gaseoso; eImplementación de sistema de abatimiento de NOx, compuesto por sistema de quemadores de bajo NOx, sistema de aire sobre fuego (OFA), mejoramiento de la granulometría de la molienda, entre otros.

CT Taltal

A fin de implementar las mejoras necesarias para que las unidades de CT Taltal cumplan con el límite de NOx establecido en el D.S. N°13/11, durante septiembre de 2015 se ingreso al SEA de la región de Antofagasta de la consulta de pertinencia del “Sistema de Inyección de Aguas Desmineralizada para la Disminución de la Generación de NOx en la Operación con Petróleo Diésel del Ciclo Abierto de la Central Termoeléctrica Taltal”. El 22 de octubre de 2015, a través de la Resolución exenta N° 0426, la Autoridad Ambiental resuelve que este proyecto no requiere ser ingresado al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental.

CT Tarapacá

La Declaración de Impacto Ambiental del proyecto “Modificación de la C.T. Tarapacá Vapor”, que incluyó los sistemas de abatimiento de SO2 y NOx para cumplir con el D.S. N°13/11, fue aprobada el 14 de julio de 2015 a través de la RCA N°055. Durante el 2015 se terminaron las excavaciones y se comenzaron con las obras civiles para los principales equipos, se recepcionaron la mayor parte de suministros y se comenzó con el montaje de las principales estructuras del desulfurizador.

Con respecto a los procesos sancionatorios abiertos por la

SMA, éstos presentaron los siguientes avances durante el

2015:

> CT Bocamina: fue resuelta la reclamación interpuesta por

Endesa en contra de la Resolución Exenta N°421, el Tribu-

nal Ambiental de Valdivia dictó sentencia en marzo de

2015 rechazando los argumentos expuestos por la com-

pañía. Contra dicha sentencia Endesa Chile presentó un

recurso de casación en la forma y en el fondo ante la Cor-

te Suprema, organismo que rechazó la reclamación con

fecha 31 de diciembre de 2015.

> CT Tarapacá: la central continuó con las acciones compro-

metidas en el Programa de Cumplimiento (proceso san-

cionatorio ORD. U.I.P.S. N°706), informando sus avances

a través de los Informes Bimensuales. A principios de

2016 se presentará el informe final consolidado para dar

por terminado dicho programa y para el cierre del proceso

sancionatorio.

En relación a la CH Ralco, al 31 de diciembre de 2015,

Endesa Chile no había recibido información oficial de parte

de la Superintendencia del Medio Ambiente (SMA), de la

fiscalización efectuada por este Servicio en octubre de 2014,

la que estuvo enfocada en revisar el cumplimiento asociado

a las reforestaciones realizadas en la etapa de construcción

del proyecto, los avances del Plan Agrícola y Ganadero defi-

nido en el Programa de Asistencia y Continuidad del Plan de

Relocalización y en el cumplimiento de las medidas estable-

cidas en la Resolución N°133/2006.


A comienzos de 2015, la SMA realizó la verificación de cum-

plimiento de los límites vigentes el 2014 en todas las plantas

de la compañía, sobre la base de las emisiones informadas

en los reportes trimestrales que cada planta cargo en el por-

tal “Centrales termoeléctricas” de dicho organismo.

Se iniciaron procesos sancionatorios respecto de San Isidro

I, Bocamina I, Huasco y Diego de Almagro, y Tarapacá. A di-

ciembre de 2015, los procesos se mantenían abiertos, a la

espera de dictámenes de cierre de la Superintendencia del

Medio Ambiente (SMA).

Desarrollo Sostenible

Junto con la eficiencia y el crecimiento focalizado, la soste-

nibilidad es uno de los pilares del negocio de generación del

Grupo Enel, lo cual se refleja en todos los proyectos y accio-

nes de Endesa Chile.

Desde la perspectiva de su trabajo en este campo, Endesa

Chile adhiere voluntariamente desde 2004 al Pacto Global

de Naciones Unidas, iniciativa que promueve el compromiso

de las empresas con directrices en temas de derechos hu-

manos, condiciones laborales, protección medioambiental y

lucha contra la corrupción.

Como miembro del Pacto Global, la compañía debe infor-

mar anualmente de su comportamiento empresarial res-

pecto de los diez principios que incluye este acuerdo inter-

nacional, a través de la llamada “comunicación de progreso”

(COP).

El proceso de elaboración y publicación anual del Informe de

Sostenibilidad de Endesa Chile a partir del estándar interna-

cional Global Reporting Initiative (GRI), también constituye

una muestra de transparencia de la empresa hacia sus públi-

cos de interés y la sociedad en general.

Sostenibilidad y Creación de Valor CompartidoEn 2015, la compañía trabajó especialmente en la promo-

ción de la integración de la sostenibilidad en los procesos

empresariales y en toda la cadena de valor. Esta forma de

trabajo responde a la aplicación del enfoque de Creación de

Valor Compartido (CVC) que busca alcanzar dos objetivos

claves en sostenibilidad:

> Establecer relaciones de largo plazo con los grupos loca-

les presentes en el territorio

> Integrar los objetivos éticos, sociales y medioambienta-

les con los de rentabilidad y desarrollo del negocio.

Medio Ambiente 175

Este enfoque basado en la responsabilidad compartida en

la toma de decisiones se expresó, por ejemplo, en la bús-

queda de acuerdos sostenibles en función de una visión de

mediano y largo plazo.

Así, en diciembre de 2015, Endesa Chile suscribió un proto-

colo de acuerdo con los regantes del río Laja -al que se in-

tegró también el sector público a través de los Ministerios

de Obras Públicas, Energía y Agricultura- cuyo objetivo es

facilitar la colaboración entre las partes respecto de la ope-

ración del embalse del Laja. De esta manera, se logran res-

puestas efectivas a las preocupaciones del sector agrícola

y turístico que son compatibles con la seguridad del siste-

ma de suministro eléctrico de nuestro país.

En una línea similar de colaboración, la compañía se sumó a

un acuerdo de acción conjunta constituido además por la

Junta de Vigilancia del Maule y la Dirección de Obras Hidráu-

licas, cuyo fin es optimizar el uso de recursos hídricos de la

cuenca del Maule, para labores de riesgo y generación de

energía. Este instrumento permite flexibilizar la operación

del embalse Laguna del Maule en concordancia con el con-

venio de regulación vigente desde 1947.

Esta renovada forma de actuación también ha permitido

que Endesa Chile logre una mejor comprensión del medio

productivo, social y cultural donde busca desarrollar pro-

yectos, el cual está directamente relacionado con el desa-

rrollo de su estrategia de negocios y operación.

En consecuencia con lo anterior, otro hito destacado en

2015 fue la decisión de Endesa Chile en cuanto a estudiar

nuevas opciones de diseño para el proyecto de la central

hidroeléctrica Neltume, con especial atención en los proce-

sos de descarga sobre el lago del mismo nombre, lo cual

ha sido planteado por las comunidades indígenas en diver-

sas instancias de diálogo. De esta manera, Endesa Chile

busca mayor sostenibilidad financiera y operacional para

este proyecto de inversión a partir de la debida considera-

ción de las características específicas del entorno territo-

rial, social y ambiental.

Avances en Relaciones Comunitarias

Endesa Chile busca que esta forma integrada de trabajo se

constituya en un aspecto diferenciador de su interacción con

el medio social, introduciendo variaciones en su forma de

vinculación con las comunidades en aquellos escenarios

donde no se han alcanzado plenamente las condiciones de

sostenibilidad esperadas.

Así, por ejemplo, en 2015 se estableció un compromiso de

diálogo con la comunidad pehuenche “El Avellano” de Alto

Biobío, cuyo objetivo es la construcción en conjunto de pla-

nes colaborativos de desarrollo. Este acuerdo se enmarca

en el programa de acciones del Plan Ralco que involucra a

las comunidades pehuenches que habitan en la zona de in-

fluencia de las centrales Ralco, Pangue y Palmucho.

En el mismo territorio, la Fundación Pehuén de Endesa Chi-

le continuó con el trabajo que realiza desde 1992 y que se

centra en entregar las herramientas que permitan mejorar

la calidad de vida y las condiciones socioeconómicas de las

familias pehuenches. Especial atención tuvo en 2015 el

apoyo a proyectos de auto-gestión en el ámbito del rescate

de tradiciones culturales asociadas, por ejemplo, a técnicas

únicas de tejido en telar ejercidas por mujeres.

Por otra parte, el Plan Social con la comunidad de Coronel

(zona de influencia del complejo termoeléctrico Bocamina)

también ha incorporado esta nueva visión de las relaciones

comunitarias, que busca impulsar iniciativas generadas a

partir de la comunicación, participación y responsabilidad de

distintos actores sociales.

Una muestra de lo anterior, fue la inauguración en 2015 del

nuevo jardín infantil y sala cuna Rayún (sector de La Peña)

destinado a la atención de más de 100 niños y niñas, y desa-

rrollado a partir de un convenio de trabajo entre la Ilustre Mu-

nicipalidad de Coronel, la Fundación Integra y Endesa Chile.

La Copa Endesa Chile-Coronel de fútbol escolar, que forma

parte del programa Energía para la Educación, también con-

tribuye a esta tarea. Su versión 2015 incluyó la participación

de más de 300 estudiantes de 19 establecimientos educati-

vos en una actividad que busca reforzar la formación en los

valores positivos asociados al deporte y la recreación.

Investigación, Desarrollo e Innovación


Para Endesa Chile, la innovación es un factor diferenciador que otorga una ventaja competitiva en el mercado

de la generación.

Por ello, la empresa aspira a mantener y mejorar su posición de liderazgo en esta materia, trabajando de ma-

nera sistemática, organizada y transversal en cuatro focos que están alineados con el plan estratégico de la

compañía. Estos son:

> Construir una integración sustentable con las comunidades (social, política y medio ambiental).

> Colaborar proactivamente en las soluciones a los desafíos energéticos que el país enfrenta para su creci-

miento sustentable.

> Potenciar el valor de los activos de la compañía, identificando iniciativas que permitan obtener usos adicio-

nales o de mayor eficiencia a los que originalmente se consideró para ellos.

> Atraer, gestionar, construir y retener talento y conocimiento de alto valor para la compañía.

Durante 2015, la compañía continuó fomentando una cultura, clima y prácticas de innovación dentro de la empre-

sa y trabajando para que dicha cultura se materialice en la creación de proyectos de valor para la organización. Para

ello, es fundamental contar con un microclima interno que favorezca el desarrollo de innovación dentro de la

empresa y que ésta se materialice en mayor competitividad y eficiencia en todos los procesos.

En 2015, se realizaron las siguientes actividades destinadas a fortalecer la cultura de innovación y motivar una

actitud creativa en todos los trabajadores de la compañía.

Cultura de Innovación en la Compañía

Enfoque de gestión

Investigación, Desarrollo e Innovación 179

Actividades de capacitaciónUn elemento clave en la cultura de innovación ha sido lo re-

lacionado con las capacitaciones, porque transforma a un

receptor pasivo de la cultura en uno activo. Como resultado

de este proceso, se desarrollaron un conjunto de iniciativas

para aumentar la participación de los trabajadores:

Seminario Gestión de la Innovación, Universidad de los An-

des: la jornada realizada en conjunto con la escuela de nego-

cios de la U. de los Andes, reunió a trabajadores de Santiago

y regiones, quienes tuvieron la oportunidad de aprender algo

más sobre herramientas básicas y metodologías de trabajo

de la innovación como NABC o Pitch Canvas que apuntan a

la generación de ideas.

A este ítem se suman dos importantes charlas que se reali-

zaron en el contexto de un par de proyectos que está reali-

zando Research and Innovation, uno relacionado con la apli-

cación de Last Planner en el recambio del sistema de control

S/E San Luis y el segundo sobre modelamiento hidrológico

en base al proyecto de Herramienta para la Optimización en

la programación diaria de las centrales hidráulicas de Endesa

Chile.

Semana de la innovaciónResearch and Innovation Endesa Chile participó en la Feria

Tecnológica desarrollada en la semana de Innovación, que

este año tuvo como slogan “Tu Idea es el futuro”. En dicha

feria, se tuvo la oportunidad de exponer dos proyectos desa-

rrollados por nuestra línea de negocios: la herramienta Octo-

pull que aplica la filosofía Last Planner a los proyectos y “el

sistema de Compostaje” para la construcción Los Cóndores,

que busca manejar de forma sustentable los residuos orgá-

nicos producidos por las faenas en los campamentos Cam-

panario y Cipreses.

Programa Captura de IdeasSe trata de la búsqueda de soluciones a desafíos reales,

mediante el método de participación colaborativa. Funciona

a través de Eidos Market, una plataforma informática que

constituye un punto de encuentro y de expresión de las

ideas de todos los trabajadores. Dicha herramienta estuvo

en proceso de rediseño, relazándose hacia fines del año.

Es por esto, que se aprovechó la plataforma del mail de in-

novación para desarrollar tres concursos de ideas donde se

recogió un total de 25 ideas, resultando 8 de ellas con po-

tencial.

Especial relevancia tuvo el último concurso porque fue

una iniciativa dirigida exclusivamente a personal de las re-

giones ubicadas en las cuencas del Laja y Biobío, oportu-

nidad que permitió acercarnos a las necesidades de terre-

no. De este proceso, tres fueron las ideas seleccionadas,

premiadas y actualmente en estudio para su posible im-

plementación.


Innovación tecnológica en los procesos de generación

Visualización 3D

Consiste en una aplicación móvil que permite al usuario vi-

sualizar una central eléctrica en tres dimensiones, recorrerla

y seleccionar equipos para obtener información técnica

como: planos, hojas de datos y otras características relevan-

tes. Además, puede visualizar información del equipo en

tiempo real que esté disponible en el Centro de Monitoreo y

Diagnóstico en los servidores PI. Este proyecto está imple-

mentado en la central Térmica San Isidro y próximamente

estará disponible en la central Tarapacá.

Meter ReadingOtra aplicación que está en desarrollo es Meter Reading.

Este sistema de lectura de medidores análogos por medio

de visión aumentada opera a través de un sistema óptico

utilizando la cámara de una Tablet o un Smartphone que al

visualizar un medidor análogo y un código QR de identifica-

ción, es capaz de tomar la medición y llevarla a formato digi-

tal, finalmente, escribiendo en una base de datos el dato de

la lectura capturada. Este proyecto se está implementando

en CH Rapel como piloto, para posteriormente ser llevado a

otras centrales para ayudar en las rutas de operación de ope-

radores.

Proyecto Last Planner Del proyecto Last Planner surgió una herramienta llamada

Octopull que promete convertirse en el whatsapp de las em-

presas. Esta aplicación permite la comunicación a tiempo

real de los participantes de un proyecto a través de un am-

biente de chat, que está disponible vía aplicación web o ce-

lulares soportando Android e iOS.

Tal ha sido el éxito de esta APP que fue elegida por Goo-

gle, entre miles de propuestas para ser presentada en la

WEB Summit desarrollada en Dublin en noviembre del

2015, evento de categoría mundial porque reúne a los

principales líderes de iniciativas tecnológicas y emprendi-

mientos.

DendrocronologíaLa Dendrocronología es una disciplina que estudia los cam-

bios ambientales del pasado analizando los anillos de creci-

miento anual de los árboles. En ese sentido, se han desarro-

llado estudios de dendrocronología para la reconstrucción

histórica del caudal del río Fuy con una data de 400 años. Si

se obtienen resultados positivos, se podrán utilizar en la re-

construcción de cuencas que no tienen historia hidrológica,

generando ahorro en estudios y aumento en la seguridad en

el diseño de las obras.

Filtro para Sulfatos en San IsidroEn conjunto con la Universidad de Santiago se está desarro-

llando un prototipo que busca desarrollar una matriz de bajo

costo y alto rendimiento para recuperar sulfato mediante el

uso de cenizas de una planta termoeléctrica, modificadas

con material mesoporoso. La idea consiste en desarrollar un

material a partir de cenizas, utilizando la presencia de silica-

tos y/o aluminatos para la síntesis de material mesoporoso,

nanomaterial, con propiedades adsorbentes.

Investigación, Desarrollo e Innovación 181

Innovación Social El emprendimiento e innovación social se han ido transfor-

mando en un fenómeno a nivel global y la compañía no está

ajena a esta tendencia, es así que Research and Innovation

ha ido incorporando nuevas dinámicas de innovación y em-

prendimiento social, capaces de generar valor social, y a su

vez, contribuir a la sostenibilidad o competitividad financiera

de la empresa.

En esta línea, se están gestionando dos proyectos para apo-

yar la lucha contra la pobreza, las iniciativas apuntan a traba-

jar con las familias de los pescadores de las caletas cercanas

a las centrales Tarapacá y Bocamina, para capacitarlas en

temas turísticos y de esta forma, pueden optar a nuevos

emprendimientos y logren mejoras socioeconómicas tanto

para sus familias, como para la comunidad en su totalidad.

Cuadro Esquemático de Participación


Participaciones Económicas Directas e Indirectas

Sociedades filialesParticipación

2014 2015

Argentina

Endesa Argentina S.A. 99,99% 99,99%

Costanera S.A. 75,67% 75,67%

Hidroeléctrica El Chocón S.A. 65,36% 65,36%

Hidroinvest S.A. 96,09% 96,09%

Southern Cone Power Argentina S.A. 99,92% 99,92%

Brasil

Ingendesa do Brasil Ltda. 96,25% 96,25%

Chile

Central Eólica Canela S.A. 72,16% 72,16%

Compañía Eléctrica Tarapacá S.A (Celta S.A.) 96,21% 96,21%

Empresa Eléctrica Pehuenche S.A. (Pehuenche S.A.) 92,65% 92,65%

Gas Atacama Chile S.A. 98,06% 98,11%

GasAtacama S.A. 98,11% 98,11%

Gasoducto Atacama Argentina S.A 98.05% 98,11%

Gasoducto Taltal S.A. 98,06% 98,11%

Inversiones GasAtacama Holding Limitada 98,11% 98,11%

Progas S.A. 98,06% 98,11%

Sociedad Concesionaria Túnel El Melón S.A. (1) 100,00% 0,00%

Colombia

Emgesa S.A. E.S.P. (Emgesa) 26,87% 26,87%

Sociedad Portuaria Central Cartagena S.A. 25,52% 25,52%

Emgesa Panamá S.A. 26,87% 26,87%

Perú

Chinango S.A.C. 49,97% 49,97%

Edegel S.A.A. (EDEGEL) 62,46% 62,46%

Generandes Perú S.A. 61,00% 61,00%

(1) Con fecha 18 de diciembre de 2014, el Directorio de Endesa Chile acordó por unanimidad autorizar la venta de la totalidad de la participación accionaria que tiene Endesa Chile en la Sociedad Concesionaria Túnel el Melón S.A.

Cuadro Esquemático de Participación 185

Asociadas y control conjunto(1)Participación

2014 2013

Argentina

Compañía de Transmisión del Mercosur S.A. (CTM) 37,14% 37,14%

Distrilec Inversora S.A. 0,89% 0,89%

Endesa Cemsa S.A. 44,99% 44,99%

Termoeléctrica José de San Martín S.A. 16,35% 16,35%

Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A. 16,35% 16,35%

Transportadora de Energía S.A. (TESA) 37,14% 37,14%

Brasil

Ampla Energia e Serviços S.A. 17,41% 17,41%

Centrais Elétricas Cachoeira Dourada S.A. 37,04% 37,04%

CGTF-Central Geradora Termeléctrica Fortaleza S.A. 37,14% 37,14%

Companhia Energética do Ceará (Coelce) 21,86% 21,86%

Compañía de Interconexión Energética S.A. (CIEN) 37,14% 37,14%

En-Brasil Comercio e Servicios S.A. 37,14% 37,14%

Enel Brasil S.A. 37,14% 37,14%

Eólica Fazenda Nova o Geraco e Comercializacao de Energia S.A. 37,12% 37,12%

Chile

Electrogas S.A 42,50% 42,50%

GNL Chile.S.A. 33,33% 33,33%

GNL Quintero S.A. 20,00% 20,00%

Aysén Energía S.A. 51,00% 51,00%

Aysén Transmisión S.A. 51,00% 51,00%

Centrales Hidroeléctricas de Aysén S.A. (HidroAysén) 51,00% 51,00%

Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda. 48,11% 48,11%

(1) Se consideran sociedades de Control Conjunto, aquellas en las que la sociedad matriz controla la mayoría de los derechos de voto o, sin darse esta situación, tiene facultad para dirigir las políticas financieras y operativas de las mismas gracias al acuerdo con otros accionistas y conjuntamente con ellos. Las sociedades de Control Conjunto se consolidan por el método de integración proporcional, es decir en la proporción que Endesa Chile representa en el capital social de las mismas.


Inversiones costo financiero Miles de pesosProporción

de la inversión en el activo de la matriz

Endesa Brasil S.A. 423.383.417 10,17%

Celta (Cía. Elect. Tarapacá) 262.311.225 6,30%

Edegel 209.147.425 5,02%

Pehuenche 162.155.435 3,89%

Inversiones Gas Atacama Holding 156.064.525 3,75%

Emgesa 143.702.870 3,45%

Generandes Perú 127.817.912 3,07%

Endesa Argentina S.A. 114.230.438 2,74%

Hidroinvest 28.737.651 0,69%

Endesa Costanera S.A. 16.151.313 0,39%

GNL Quinteros S.A. 11.158.892 0,27%

Centrales Hidroeléctricas de Aysén S.A. 6.280.484 0,15%

Southern Cone Power Argentina S.A. 5.167.170 0,12%

Electrogas S.A. 4.419.693 0,11%

Hidroeléctrica El Chocón 3.708.267 0,09%

Distrilec 3.033.039 0,07%

GNL Chile S.A. 527.490 0,01%

Gas Atacama Chile S.A. 132.681 0,00%

Gasoducto Atacama Argentina S.A. 24.658 0,00%

Gas Atacama S.A. 3.568 0,00%


41,9411%

2,4803%

59,00%

54,1535%

6,1938%

5,326%

5,326%

49,6843%

99,657366%

0,342634%

98%

24,8458%

0,887466%

1,00%

99,00%

26,873987%

94,95%

4,90%

34,640090%

46,886283%

100%

58,867455%

100% 0,01%

100%

99,95%

0,975610%

0,975610%

99,754055%

60,99845% 80,00%

3,996592%

54,19961%

0,001% 99,999%

99,999993%

29,3974%

2,0%

1,3%

18,85%

18,85%

33,2%

6,40%

1,42%

1,42%

55,00%

21,60%

26,873987%

Central Vuelta de Obligado S.A.

Hidroinvest S.A.

HidroeléctricaEl Chocón S.A.

TermoeléctricaManuel Belgrano S.A.

TermoeléctricaJosé de San Mart ín S.A.

Transportadorade Energía

del Mercosur S.A.(Tesa)

Cía. de Transmisióndel Mercosur S.A.

(CTM)

Southern Cone PowerArgent ina S.A.

EndesaCostanera S.A.

Dist rilec S.A.

Ingendesa doBrasil Ltda.

Enel Brasil S.A.

Ampla S.A.

Emgesa S.A.

Emgesa Panamá S.A.

Sociedad PortuariaCentral Cartagena S.A.

Inversora Codensa S.A.S.CIEN S.A.

Coelce S.A.

EN - Brasil Comercio e Servicios S.A.

C.G.TFortaleza S.A.

Cachoeira Dourada S.A.

EGP Modelo I Eólica

Chinango S.A.C.

GenerandesPerú S.A.

Edegel S.A.

Eólica Fazenda NovaGeraçao e Comercializaçao

de Energia S.A.

EGP Modelo II Eólica

Endesa Cemsa S.A.

EndesaArgent ina S.A.

41,9411%

2,4803%

59,00%

54,1535%

6,1938%

5,326%

5,326%

49,6843%

1,1512%

99,657366%

0,342634%

98%

24,8458%

0,887466%

1,00%

99,00%

26,873987%

94,95%

4,90%

34,640090%

46,886283%

100%

100% 0,01%

15,1836062%

100%

99,95%

0,975610%

0,975610%

99,9999%

99,754055%

39,00155% 80,00%

3,996592%

54,19961%

0,001% 99,999%

99,999993%

29,3974%

2,0%

1,3%

18,85%

18,85%

33,2%

6,40%

1,42%

1,42%

55,00%

21,60%

26,873987%

45%

Central Vuelta de Obligado S.A.

Hidroinvest S.A.

HidroeléctricaEl Chocón S.A.

TermoeléctricaManuel Belgrano S.A.

TermoeléctricaJosé de San Mart ín S.A.

Transportadorade Energía

del Mercosur S.A.(Tesa)

Cía. de Transmisióndel Mercosur S.A.

(CTM)

EndesaArgent ina S.A.

Southern Cone PowerArgent ina S.A.

EndesaCostanera S.A.

Dist rilec S.A.

Ingendesa doBrasil Ltda.

Enel Brasil S.A.

Ampla S.A.

Emgesa S.A.

Emgesa Panamá S.A.

Sociedad PortuariaCentral Cartagena S.A.

Inversora Codensa S.A.S.CIEN S.A.

Coelce S.A.

EN - Brasil Comercio e Servicios S.A.

C.G.TFortaleza S.A.

Cachoeira Dourada S.A.

EGP Modelo I Eólica

Chinango S.A.C.

GenerandesPerú S.A.

Edegel S.A.

Eólica Fazenda NovaGeraçao e Comercializaçao

de Energia S.A.

EGP Modelo II Eólica

Endesa Cemsa S.A.

Central DockSud S.A.

Gasoducto Atacama Argentina S.A.

Sucursal ArgentinaENERSIS, S.A.

Perímetro de Participaciones Societarias de Endesa Chile


92,65%

33,33%

20%

42,50%

50,00%

99,997706%75%

96,214172%

50,99995%

0,1%

99,877%

99,9%

100%

0,03%

Pehuenche S.A.

Central Eólica Canela S.A.

Compañía Eléctrica Tarapaca S.A.

CentralesHidroeléctricasde Aysén S.A.

GNL Chile S.A.

GNL Quintero S.A.

Transquillota Ltda.

Progas S.A.

Electrogas S.A.

Gas Atacama S.A.

Gas AtacamaChile S.A.

InversionesGas AtacamaHolding Ltda.


Sucursal ArgentinaGasoducto Atacama

Argent ina S.A.

0,1226%

0,00005%

99,90%

42,71%GasoductoTaltal S.A.

3,781705%

Argentina Brasil Chile Colombia Perú

Aysén Transmisión S.A.

Aysén Energia S.A.

92,65%

33,33%

20%

0,002294%

42,50%

50,00%

50,00%

99,997706%75%

96,214172%

50,99995%

0,51%

0,1%

99,877%50%

99,9% 50%0,05%

100%

0,03%

0,05%

0,03%

99%

99%0,51%

Central Eólica Canela S.A.

Compañía Eléctrica Tarapaca S.A.

CentralesHidroeléctricasde Aysén S.A.

Transquillota Ltda.

Progas S.A.

Gas Atacama S.A.

Gas AtacamaChile S.A.

InversionesGas AtacamaHolding Ltda.


Sucursal Argentina


Sucursal Argentina

GNLNORTE S.A

Gasoducto AtacamaArgent ina S.A.

0,1226%

50,00%

57,23%

42,71%GasoductoTaltal S.A.

3,781705%

Argentina Brasil Chile Colombia Perú

Hechos Relevantes

Hechos Relevantes 193

Endesa Chile

> Con fecha 29 de enero de 2015, de conformidad con lo

establecido en los artículos 9° y 10° inciso 2° de la Ley

N°18.045, y lo previsto en la Norma de Carácter General

N° 30 de la Superintendencia de Valores y Seguros, se

informó con carácter de hecho esencial que en sesión

celebrada con fecha 29 de enero de 2015, el Directorio de

la Empresa Nacional de Electricidad S.A. (en adelante

“Endesa Chile”) adoptó los siguientes acuerdos:

a. Evaluación de la Inversión en el Proyecto Hidroay-

sén.

En mayo de 2014 el Comité de Ministros revocó la RCA

del proyecto Hidroaysén. Como es de público conoci-

miento esta decisión ha sido recurrida ante los tribunales

de Valdivia y Santiago. Recientemente, el 28 de enero,

Endesa Chile tomó conocimiento que se ha denegado

parcialmente la solicitud de derechos de agua realizada

por parte de Centrales Hidroeléctricas de Aysén S.A., en

adelante “Hidroaysén” en el año 2008.

Endesa Chile manifiesta su voluntad de continuar defen-

diendo los derechos de agua y la calificación ambiental

otorgada al proyecto en las instancias que corresponda,

continuando las acciones judiciales ya iniciadas o imple-

mentando nuevas acciones administrativas o judiciales

tendientes a este fin. Endesa Chile mantiene el convenci-

miento que los recursos hidráulicos de la región de Aysén

son importantes para el desarrollo energético del país.

Sin embargo, en la situación actual, existe incertidumbre

sobre la recuperabilidad de la inversión realizada hasta

ahora en Hidroaysén ya que depende, tanto de decisio-

nes judiciales como de definiciones sobre materias de la

agenda de energía que hoy no estamos en condiciones

de prever. El proyecto no se encuentra en el portafolio de

proyectos inmediatos de Endesa.

En consecuencia, la compañía ha decidido registrar una

provisión por el deterioro de su participación en Hidroay-

sén S.A. por un monto de 69.066 millones de pesos

(aproximadamente 121 millones de dólares), que afecta el

resultado neto de la compañía del ejercicio 2014.

b. Evaluación del Proyecto Punta Alcalde.

El proyecto Punta Alcalde cuenta con Resolución de Cali-

ficación Ambiental (RCA) aprobada para el proyecto de

generación (ratificada con medidas adicionales por la Cor-

te Suprema en enero 2014). Para completar su tramita-

ción ambiental, es necesaria la aprobación del Estudio de

Impacto Ambiental (EIA) asociado a la línea de transmi-

sión.

El equipo de Ingeniería de Endesa Chile, con el apoyo de

nuestros expertos en tecnología de carbón, han estudia-

do las posibilidades de adaptar Punta Alcalde para que

sea un proyecto rentable y tecnológicamente más sus-

tentable. La conclusión alcanzada es que tales adaptacio-

nes implicarían modificaciones mayores a la RCA aproba-

da de difícil tramitación.

Por lo tanto, la compañía ha decidido detener el desarrollo

del proyecto Punta Alcalde y el proyecto de transmisión

asociado Punta Alcalde-Maitencillo, a la espera de poder

despejar la incertidumbre respecto de su rentabilidad,

provisionando el valor de activos no recuperables.

En consecuencia, la compañía ha decidido registrar una

provisión por deterioro del proyecto por un monto de

12.582 millones de pesos (aproximadamente 22 millones

de dólares), que afecta el resultado neto de la compañía

del ejercicio 2014 en 9.184 millones de pesos.

> Con fecha 29 de enero de 2015, en cumplimiento de lo

previsto en los artículos 9 y 10 de la Ley N°18.045 sobre

Mercado de Valores y de lo establecido en la Norma de

Carácter General N° 30 de la Superintendencia de Valores

y Seguros, se informó en carácter de hecho esencial, lo

siguiente:

Que con fecha 17 de octubre de 2012, Endesa Chile inter-

puso ante la Corte Internacional de Arbitraje de la Cámara

de Comercio Internacional (CCI), en adelante la Corte,

una solicitud de arbitraje en contra de la empresa chilena

“Ingeniería y Construcción Tecnimont Chile y Compañía

Limitada”; la empresa italiana “Tecnimont SpA”; la em-


tiempo y forma, las condiciones suspensivas a que se en-

cuentra supeditada ésta quedará de pleno derecho sin

valor alguno al haber fallado las condiciones pactadas

para su exigibilidad.

Finalmente, se hace presente que, como consecuencia

de la Transacción, los efectos financieros para Endesa

Chile y el proyecto Bocamina II, en particular, correspon-

den al reconocimiento de una mayor inversión de US$

MM 125.

> Con fecha 3 de febrero de 2015, en cumplimiento de lo

previsto en los artículos 9 y 10 de la Ley N° 18.045 sobre


Carácter General N° 30 de la Superintendencia de Valores

y Seguros, se informó en carácter de hecho esencial, la

siguiente información requerida a mi representada, me-

diante Oficio N°2270, de fecha 30/enero/2015, de esa en-

tidad fiscalizadora:

1. Principales acuerdos de la Transacción.

Concesiones del CONSORCIO

Desistimientos de las Acciones Deducidas y Aceptación:

Cada una de las empresas que forman parte del CONSOR-

CIO (Tecnimont S.p.A.; Tecnimont do Brasil Construcao e

Administracao de Projectos Ltda.; Ingeniería y Construcción

Tecnimont Chile y Compañía Limitada (“Grupo Tecnimont”);

Slovenské Energetické Strojárne a.s., e Ingeniería y Cons-

trucción SES Chile Ltda. (“Grupo SES”) se desisten de las

demandas deducidas por el Grupo Tecnimont y el Grupo SES

en contra de ENDESA y, por consiguiente, de todas las ac-

ciones deducidas en ellas en el correspondiente procedi-

miento arbitral, declarando, asimismo, extinguidas todas las

acciones ventiladas en dicho procedimiento con relación a

las partes litigantes y a todas las personas a quienes habría

afectado la sentencia del respectivo juicio. Además, cada

una de las empresas del CONSORCIO acepta incondicional-

mente y en todas sus partes el desistimiento de la acción

que efectúa ENDESA en virtud de la Transacción.

Reconocimientos y Renuncias: El CONSORCIO declara y re-

conoce que ENDESA cumplió fiel, cabal y oportunamente

todas y cada una de las obligaciones que contrajo al amparo

del Contrato. El CONSORCIO renuncia definitiva e irrevoca-

blemente a ejercer cualquier acción judicial de cualquier ín-

dole que ésta sea en contra de ENDESA, su matriz ENEL o

presa brasileña Tecnimont do Brasil Construcao e Admi-

nistracao de Projetos Ltda.”; la empresa eslovaca “Slo-

venske Energeticke Strojarne a.s.” (“SES”); y la empresa

chilena “Ingeniería y Construcción SES Chile Limitada”, en

adelante todos colectivamente denominados “el Consor-

cio”, con el objeto de exigir el íntegro y oportuno cumpli-

miento de las obligaciones pactadas por el Consorcio al

amparo del Contrato Proyecto Ampliación Central Térmica

Bocamina, contrato ACB-003.06., suministro llave en

mano de una planta de generación térmica a carbón, en

adelante el Contrato de Construcción. Se hace presente

que esta información fue comunicada, en carácter de he-

cho esencial a esa Superintendencia, en la misma fecha

precitada.

Que posteriormente, con fecha 29 de enero de 2013 se

informó a esa Superintendencia, en carácter de hecho

esencial, que Endesa Chile había sido notificada por parte

de la Secretaría Técnica de la citada Corte, que los inte-

grantes del Consorcio, por separado habían procedido a

contestar la solicitud de arbitraje de Endesa Chile que

contenía sus pretensiones y que junto con ello habían de-

mandado reconvencionalmente a Endesa Chile por un

monto de US$ MM 1.294, en el caso de las empresas

Tecnimont y por un monto de US$ MM 15, en el caso de

las empresas SES.

Que en sesión ordinaria de fecha de hoy, el Directorio de

Empresa Nacional de Electricidad S.A. ha aceptado y

aprobado los términos y todos sus elementos de la esen-

cia, de su naturaleza y los meramente accidentales del

documento denominado “Transacción, Finiquito y Cance-

lación Condicionales”, en adelante la Transacción, por el

cual todas las partes que firman dicho documento (Em-

presa Nacional de Electricidad S.A. y el Consorcio) ponen

término al arbitraje singularizado precedentemente y se

otorgan un amplio finiquito recíproco de las obligaciones

generadas al amparo del Contrato de Construcción. Se

deja constancia que dicha aceptación y aprobación del Di-

rectorio de Endesa Chile de la Transacción, se ha acorda-

do en la medida que se cumplan debida y oportunamente

las condiciones suspensivas que se pactan en dicho ins-

trumento, dentro de las cuales se cuenta que todos y

cada uno de los directorios y/o órganos de administración

de las sociedades que conforman el Consorcio hayan

aceptado y aprobado expresamente los términos de la

Transacción y todos sus elementos de su esencia, de su

naturaleza y los meramente accidentales. Conforme a los

términos de la Transacción, en caso de no verificarse, en


contra de cualquiera de sus filiales, relacionadas, matrices,

subsidiarias y de sus respectivos directores o representan-

tes, abogados o empleados por los hechos o circunstancias

que dieron origen al Arbitraje y en relación a cualquier hecho,

circunstancia, pago, obra de cualquier naturaleza que pro-

venga del Contrato a cualquier título.

Indemnidad: El CONSORCIO se obliga a dejar indemne a

ENDESA de todas las sumas que se vea obligada a desem-

bolsar por concepto de responsabilidad subsidiaria laboral o

de cuentas, gastos, honorarios o pagos pendientes que

cada una de las empresas del Grupo Tecnimont o del Grupo

SES adeude a sus propios subcontratistas y/o proveedores

que intervinieron en las obras del Contrato por cualquier títu-

lo. Si ENDESA fuera condenada a pagar suma alguna de di-

nero por estos conceptos, cada una de las empresas del

Grupo Tecnimont o del Grupo SES deberá restituir los mon-

tos que ENDESA sea obligada a solventar por estos concep-

tos, dentro del plazo de 30 días hábiles en que ENDESA le

notifique los desembolsos efectuados.

Concesiones de ENDESA

Aceptación del Desistimiento: ENDESA acepta el desisti-

miento de las acciones que formula el CONSORCIO.

Desistimiento de las Acciones Deducidas: ENDESA se de-

siste de su demanda y de todas las acciones deducidas en

el correspondiente procedimiento arbitral, declarando, asi-

mismo, extinguidas todas las acciones ventiladas en dicho

procedimiento con relación a las partes litigantes y a todas

las personas a quienes habría afectado la sentencia del res-

pectivo juicio.

Reconocimientos y Renuncias: Endesa declara y reconoce

que el CONSORCIO cumplió fiel, cabal y oportunamente to-

das y cada una de sus obligaciones que contrajo al amparo

del Contrato. ENDESA renuncia definitiva e irrevocablemen-

te a ejercer cualquier acción judicial de cualquier índole que

ésta sea en contra del CONSORCIO, sus matrices o en con-

tra de cualquiera de sus filiales, relacionadas, matrices, sub-

sidiarias y de sus respectivos directores o representantes,

abogados o empleados por los hechos o circunstancias que

dieron origen al Arbitraje y en relación a cualquier hecho,

circunstancia, pago, obra de cualquier naturaleza que pro-

venga del Contrato a cualquier título. Asimismo, ENDESA

declara renunciar a las acciones pendientes en los tribunales

eslovacos en relación con el cobro de las boletas bancarias

de garantía que el Grupo SES le entregó en virtud del Contra-

to, dentro de los 6 días hábiles siguientes a la fecha que se

realice el pago pactado en la cláusula quinta, letra D, de la

Transacción.

2. Plazos establecidos para el cumplimiento de las condiciones suspensivas a que se encuentra supeditada la Transacción.

Las condiciones consistentes en: (i) que los directorios/con-

sejos de administración de ENDESA y de cada una de las

empresas que conforman el CONSORCIO acepten y aprue-

ben expresamente los términos de la Transacción y todos

sus elementos de la esencia, de la naturaleza y los mera-

mente accidentales; y (ii) que, además, ratifiquen expresa-

mente todo lo actuado por los representantes de dichas so-

ciedades que han actuado en su nombre y representación

en la Transacción y sus elementos de la esencia, de la natu-

raleza y los meramente accidentales de la misma, deben

cumplirse dentro del plazo que vence el 29 de enero de

2015, dado que en caso contrario la Transacción quedara ipso

facto y de pleno derecho sin valor alguno al haber fallado las

condiciones pactadas para la su exigibilidad.

Se hace presente que los acuerdos precedentes de los di-

rectorios/consejos de administración, deben ser aprobados

a su más plena conformidad por ENDESA, dentro del plazo

de los 10 días hábiles siguientes a la fecha en que se reciban

todos y cada uno de los documentos necesarios para pro-

nunciarse al respecto. En caso de ser rechazado los poderes

por parte de ENDESA, rechazo que debe ser fundado, el

CONSORCIO se obliga a enmendar los reparos dentro del

plazo de 10 días hábiles contado desde la fecha de la comu-

nicación por escrito de ENDESA de los mismos. Si el CON-

SORCIO no subsana los reparos formulados a satisfacción

de ENDESA, dentro del plazo señalado, la Transacción y to-

das sus autorizaciones dependientes quedarán ipso facto y

de pleno derecho sin valor alguno al haber fallado la condi-

ción pactada para su exigibilidad.

3. Detalle de los conceptos y montos que se derivan en el reconocimiento de una mayor inversión, señalando los plazos de pago involucrados en dicha Transacción.

En este punto, cabe informar que ENDESA, sin que implique

reconocimiento de responsabilidad alguna por ningún con-

cepto y en carácter de concesión transaccional, se obliga a


Se adjunta al presente, copia del texto de dicho hecho

esencial, tanto en su versión italiana como inglesa, a fin

de que sea conocido por todos los accionistas de Endesa

Chile. El Directorio de Endesa Chile deberá examinar la

posible conveniencia al iniciar el estudio de dicha iniciativa

en una próxima sesión de directorio. Endesa Chile infor-

mará oportunamente a la Superintendencia de Valores y

Seguros, a todos sus accionistas y al mercado en general

acerca de las decisiones que adopte en esta materia.

> Con fecha 28 de abril de 2015, de conformidad con lo es-

tablecido en los artículos 9° y 10° de la Ley N° 18.045 y lo

previsto en la Norma de Carácter General N° 30 de la Su-

perintendencia de Valores y Seguros, se informó con ca-

rácter de hecho esencial, lo siguiente:

En Junta Ordinaria de Accionistas de Empresa Nacional

de Electricidad S.A., celebrada el día de ayer, se eligió al

nuevo directorio de la sociedad por un periodo de tres

años a contar de la fecha de celebración de la misma.

El Directorio quedó conformado por las siguientes perso-

nas:

– Enrico Viale

– Ignacio Mateo Montoya

– Vittorio Vagliasindi

– Francesco Buresti

– Francesca Gostinelli

– Felipe Lamarca Claro

– Isabel Marshall Lagarrigue

– Enrique Cibié Bluth

– Jorge Atton Palma

En sesión ordinaria de directorio, celebrada con fecha 27

de abril del presente año, el directorio acordó designar

como Presidente del Directorio y de la sociedad al señor

Enrique Viale y como Vicepresidente al señor Ignacio Ma-

teo Montoya.

En la misma sesión, se acordó designar como miembros

del comité de directores a los señores Enrique Cibié

Bluth, Jorge Atton Palma y Felipe Lamarca Claro; y como

experto financiero del mismo a don Enrique Cibié Bluth.

> Con fecha 28 de abril de 2015, de conformidad con lo dis-

puesto en los artículos 9° y 10° de la ley 18.045 y en la

Norma de Carácter General N° 30, de la Superintendencia

de Valores y Seguros , se informó con carácter de hecho

pagar a: (i) Ingeniería y Construcción Tecnimont Chile y Com-

pañía Limitada, la suma única y total de US$ 110.141.733,00,

más IVA, por concepto de mayores costos incurridos por ella

en el marco del alcance de las obras del Contrato para la eje-

cución de la construcción de la central; (ii) Tecnimont S.p.A., la

suma única y total de US$ 8.358.267,00 por el valor residual

que le corresponde por la ejecución del scope work previsto

para dicha sociedad en el Contrato; y (iii) Ingeniería y Cons-

trucción SES Chile Ltda., la suma única y total de US$

6.500.000,00, más IVA, por concepto de mayores costos in-

curridos por ella en el marco del alcance de las obras del Con-

trato para la ejecución de la construcción de la central. Las

empresas Slovenské Energetické Strojárne a.s. y Tecnimont

do Brasil Construcao e Administracao de Projetos Ltda. decla-

ran expresamente y ENDESA reconoce, que no deben recibir

ningún pago en relación con la Transacción y, por tanto, renun-

cian definitiva e irrevocablemente a ejercer cualquier acción,

de cualquier índole, para reclamar el pago de cualquier canti-

dad que provenga del Contrato a cualquier título.

Los precitados pagos deberán ser efectuados dentro del pla-

zo que vence el 6 de abril de 2015, en la medida que se

cumplan debida y oportunamente las condiciones suspensi-

vas y copulativas que se pactan en la Transacción.

4. Cualquier otro antecedente que se considere relevante para la adecuada comprensión y evaluación del Hecho Esencial.

En este punto, dado lo expuesto precedentemente, no exis-

ten otros antecedentes relevantes que informar.

> Con fecha 22 de abril de 2015, en cumplimiento de lo pre-

visto en los artículos 9 y 10 inciso segundo de la Ley N°

18.045 sobre Mercado de Valores y de lo establecido en

la Norma de Carácter General N° 30 de la Superintenden-

cia de Valores y Seguros, se informó en carácter de hecho

esencial, lo siguiente:

Endesa Chile ha tomado conocimiento de un hecho esen-

cial difundido en el día de hoy por la sociedad italiana Enel

SpA, sociedad matriz de Endesa Chile, mediante el cual

Enel SpA se refiere a la conveniencia de que los Directo-

rios de Enersis S.A., Endesa Chile y Chilectra S.A. inicien

el análisis de un eventual proceso de reorganización so-

cietaria destinado a la separación de los activos de gene-

ración de energía eléctrica desarrolladas en Chile de las

desarrolladas en otros países de Latinoamérica.


> Con fecha 18 de mayo de 2015, de conformidad con lo

establecido en los artículos 9° y 10° de la Ley N° 18.045,

y lo previsto en la Norma de Carácter General N° 30 de

la Superintendencia de Valores y Seguros, se informó

con carácter de hecho esencial lo siguiente:

En reunión del Comité de Directores de Empresa Nacio-

nal de Electricidad S.A., celebrada el día 18 de mayo de

2015, eligió al nuevo Presidente del Comité a contar de la

fecha de celebración de la misma, resultando electo al

señor Enrique Cibié Bluth.

> Con fecha 02 de julio de 2015, de acuerdo con lo estable-

cido en los artículos 9 e inciso segundo del artículo 10 de

la Ley N°18.045 sobre Mercado de Valores, y de lo previs-

to en la Norma de Carácter General N°30 de la Superin-

tendencia de Valores y Seguros, se informó en carácter

de hecho esencial, lo siguiente:

Que con fecha 01.07.15 la central Bocamina 2 ha queda-

do disponible para el despacho económico por parte del

Centro de Operación del CDEC-SIC, después de un pe-

ríodo de pruebas operacionales iniciadas la primera de

semana de junio tras la obtención de las autorizaciones

necesarias.

El inicio del funcionamiento del central ha sido el resulta-

do de dos hechos:

1. La obtención de la Resolución de Calificación Ambien-

tal (RCA) N° 128, de 2 de abril de 2015, de la Comisión

de Evaluación de la Región del Biobío, que aprueba el

Proyecto “Optimización Central de Termoeléctrica Bo-

camina, Segunda Unidad”.

2. La obtención del pronunciamiento favorable de la Su-

perintendencia del Medio Ambiente para que la Cen-

tral Termoeléctrica Bocamina, Segunda Unidad funcio-

ne con un sistema de medidas en medio marino,

según lo ordenado por la Corte Suprema. Dicha Super-

intendencia se pronunció mediante la Res. Ex. N° 405,

de 20 de mayo de 2015.

En cuanto a los efectos financieros que tuvo la paralización

de la central, el margen operacional de la compañía se re-

dujo en US$370 millones desde diciembre 2013, monto

que incluye los efectos financieros ya informados en el he-

cho esencial de fecha 4 de marzo de 2014.

esencial, que en Junta Ordinaria de Accionistas de Em-

presa Nacional de Electricidad S.A., celebrada el día 27 de

abril de 2015, se ha acordado distribuir un dividendo míni-

mo obligatorio (parcialmente integrado por el dividendo

provisorio N° 57 de $3,44046, por acción) y un dividendo

adicional, que ascienden a un total de $ 20,39541 por ac-

ción. Atendido que el mencionado dividendo provisorio

N° 57 ya fue pagado, se procederá a distribuir y pagar el

remanente del dividendo definitivo N° 58 ascendente a $

16,95495 por acción.

> Con fecha 28 de abril de 2015, de acuerdo con lo estable-

cido en los artículos 9° e inciso segundo del artículo 10°

de la Ley N° 18.045 sobre Mercado de Valores, y de lo


perintendencia de Valores y Seguros, se informó en ca-

rácter de hecho esencial, lo siguiente:

El Directorio de Enersis S.A. (“Enersis”) ha comunicado a

Empresa Nacional de Electricidad S.A. (“Endesa Chile”)

que ha resuelto iniciar los trabajos de análisis de una reor-

ganización societaria tendiente a la separación de las acti-

vidades de generación y distribución en Chile del resto de

actividades desarrolladas fuera de Chile por Enersis y sus

filiales Endesa Chile y Chilectra S.A. (“Chilectra”) mante-

niendo la pertenencia al Grupo Enel.

Al respecto, el Directorio de Endesa Chile, en su sesión

del día de hoy, ha acordado iniciar los estudios tendientes

a analizar una posible reorganización societaria consisten-

te en la división de Endesa Chile para la segregación de

los negocios en Chile y fuera de Chile, y eventualmente

una futura fusión de estos últimos en una sola sociedad.

El objetivo de esta reorganización es la generación de va-

lor para todos sus accionistas.

Ninguna de estas operaciones requerirá el aporte de re-

cursos financieros adicionales de parte de los accionistas.

El Directorio acuerda que esta posible reorganización so-

cietaria se estudiará teniendo en consideración tanto el

interés social como el de todos los accionistas, con espe-

cial atención al interés de los accionistas minoritarios, y

que de ser aprobada sería, en su caso, sometida a la apro-

bación de una junta extraordinaria de accionistas.

La Compañía mantendrá informado al mercado del avan-

ce de esta iniciativa.


3. En ese entendido, la ley ha establecido obligaciones

especificas para los directores, dentro de las cuales se

encuentran las de: i) informarse “plena y documenta-

damente de todo lo relacionado con la marcha de la

empresa” (derecho-deber de informarse contenido en

el inciso segundo del artículo 39 de Ley de Sociedades

Anónimas); y ii) “emplear en el ejercicio de sus funcio-

nes el cuidado y diligencia que los hombres emplean

ordinariamente en sus propios negocios” (diligencia

debida consagrada en el artículo 41 de la Ley de Socie-

dades Anónimas). Ambos deberes, tanto el de infor-

mación como el de cuidado y diligencia, implican ob-

servar lo dispuesto en el artículo 78 del Reglamento

de Sociedades Anónimas.

4. En consideración a las responsabilidades y obligacio-

nes legales aludidas en las números precedentes, el

directorio de la sociedad de su gerencia debe contar

con información suficiente, amplia y oportuna al mo-

mento de tomar sus decisiones respecto de la “reor-

ganización societaria” en su conjunto, con sus diver-

sas etapas, ya que las divisiones y fusiones no pueden

ser analizadas como independientes ni autónomas.

Dicha información debe fundamentar la propuesta que

finalmente será llevada por el directorio a la junta de

accionistas llamada a adoptar el acuerdo respectivo,

considerando que dicha propuesta sea la más conve-

niente para el interés social.

Al respecto, los fundamentos de la propuesta que

hará -en definitiva- el directorio, deberán contem-

plar, entre otras, los objetivos y beneficios espera-

dos de la reorganización societaria, así como los

términos y condiciones de ésta, las diversas conse-

cuencias, implicancias o contingencias que pudie-

sen traer aparejada dicha propuesta, incluyendo, por

ejemplo, temas operacionales y tributarios, si co-

rrespondiere.

5. Dicha información deberá ser oportunamente puesta

a disposición de los accionistas, atendido que las di-

versas etapas de la reorganización societaria serán

aprobadas por las respectivas juntas de accionistas

de cada una de las sociedades involucradas, de lo

cual se deriva que quienes deben tomar la decisión

deberán contar con todos los elementos necesarios

para ello, uno de los cuales es el beneficio que la

operación en su totalidad trae aparejada para el inte-

rés social.






de hecho esencial lo siguiente:

En relación con la operación de reorganización societaria

descrita en los hechos esenciales de fecha 22 y 28 de abril

de 2015. Con fecha 21 de julio de 2015, la compañía ha re-

cibido de la Superintendencia de Valores y Seguros el oficio

ordinario N°15452, que se describe a continuación:

Atendido el proceso de reorganización societario informa-

do por Enersis S.A., que, en resumen, implica en una pri-

mera etapa la división de dicha sociedad, Empresa Nacio-

nal de Electricidad S.A. y Chilectra S.A. y luego una fusión

por incorporación de algunas de las sociedades resultan-

tes de tales divisiones, y lo informado e instruido por esta

Superintendencia a Enersis S.A. mediante Oficio Ordina-

rio W15.443 de 20.07.2015, el cual se adjunta, cumplo con

señalar lo siguiente:

1. Conforme se expuso en el oficio de los Antecedentes,

este Servicio estima que el proceso de “reorganiza-

ción societaria”, que contiene diferentes etapas, debe

ser analizado tanto en forma individual como conside-

rado como una sola operación, ya que el objetivo que

se pretende conseguir únicamente se logra en el en-

tendido que se lleven a cabo todas y cada una de las

etapas propuestas; esto es, las divisiones y fusiones

que se realizarán no pueden ser examinadas cada una

de ellas sólo como operaciones independientes y au-

tónomas.

2. Asimismo, debe tenerse presente que todas las obli-

gaciones que la legislación vigente establece a los di-

rectores, se fundan en el concepto de “interés social”.

En efecto, sobre el particular podemos mencionar di-

versas disposiciones con tenidas en la Ley de Socieda-

des Anónimas que establecen este principio, tales

como el inciso tercero del artículo 39, sobre obligación

de los directores de velar por los “intereses” de todos

los accionistas y no sólo de aquellos que lo eligieron;

el numeral 1 del artículo 42, en virtud del cual los direc-

tores no pueden realizar ninguna actuación que no ten-

ga por fin el “interés social”; y el numeral 7 del artícu-

lo 42, que sanciona “cualquier acto” contrario al

interés social.


te, especialmente la responsabilidad establecida en el

artículo 134 de la Ley de Sociedades Anónimas para

los peritos.

8. En consecuencia, este Servicio instruye a la sociedad

de su gerencia en la reorganización societaria –y espe-

cialmente a sus directoresen orden a tener presente

lo expuesto precedentemente, lo que en ningún caso

tiene por objeto establecer de manera exhaustiva to-

das las medidas que deberá implementar el directorio

de esa sociedad y las demás sociedades involucradas,

con el objeto de resguardar debidamente el interés

social. Además, se le instruye que el presente oficio

sea leído íntegramente en la próxima sesión de Direc-

torio que se celebre, debiéndose dejar constancia de

ello en el acta que se levante de dicha sesión.

9. Por último, se hace presente que, conforme con las

atribuciones otorgadas en el D.L N°3.538 de 1980,

esta Superintendencia seguirá examinando y fiscali-

zando tanto lo del proceso de reorganización societa-

ria descrito como la labor desempeñada por los direc-

tores, peritos y la administración de las entidades

intervinientes sujetas a fiscalización.







En relación con la iniciativa que fue informada por esta

sociedad mediante Hecho Esencial de 22 de abril de 2015

y 28 de abril de 2015, y en cumplimiento de lo dispuesto

en el Oficio Ordinario N° 15.452 de la Superintendencia

de Valores y Seguros de 20 de julio de 2015, se informa

que el Directorio Ordinario de Empresa Nacional de Elec-

tricidad S.A. (“Endesa”) ha resuelto, por unanimidad de

sus miembros, que de aprobarse llevar a cabo la separa-

ción de las actividades de generación y distribución en

Chile del resto de actividades desarrolladas fuera de Chile

por el Grupo Enersis dicha reorganización se realizaría

mediante las siguientes operaciones societarias:

1. Cada una de las sociedades Chilectra S.A. (“Chilectra”)

y Empresa Nacional de Electricidad S.A. (“Endesa Chi-

le”) se dividirían, surgiendo: (i) una nueva sociedad de

la división de Chilectra (“Chilectra Américas”) a la que

En este contexto, y conforme con lo dispuesto en las

letras a) y g) del artículo 40 del D.L. W3.538 de 1980 y

en el artículo 147 del Reglamento de Sociedades Anó-

nimas, se hace necesario que la sociedad de su geren-

cia proporcione al público en general y a esta Superin-

tendencia, tan pronto el directorio resuelva sobre la

citada reorganización y con un mínimo de 15 días de

anticipación a la fecha de celebración de la junta de

accionistas que deberá pronunciarse sobre la división,

los siguientes antecedentes:

– Información detallada acerca del objetivo y benefi-

cios esperados de las división, así como los térmi-

nos y condiciones de ésta;

– Informe que incluya las cuentas de activo, pasivo y

patrimonio de la entidad que se divide, una colum-

na de ajustes, en caso que proceda. y finalmente

los saldos que representen a la continuadora y la

nueva entidad, según corresponda; y

– Una descripción de los principales activos que se

asigna y pasivos que se delega a la nueva entidad.

Asimismo, y en la misma oportunidad, en atención a lo

dispuesto en las letras a) y g) del artículo 4° del D.L

N°3.538 de 1980 y en el inciso final del artículo 147 del

Reglamento de Sociedades Anónimas, la sociedad de

su gerencia deberá proporcionar al público en general

y a esta Superintendencia, los siguientes anteceden-

tes adicionales y preliminares referidos al proceso de

fusión:

– Información detallada acerca del objetivo y benefi-

cios esperados de la fusión;

– Informe emitido por perito independiente sobre el

valor estimativo de las entidades que se fusionan y

las estimaciones de la relación de canje de las ac-

ciones correspondientes.

6. En consideración a la complejidad de la operación, esa

administración podrá considerar otras medidas a obje-

to que los accionistas cuenten con mayores elemen-

tos para un adecuado análisis de esta operación, tales

como, un pronunciamiento expreso por parte del co-

mité de directores respecto de la ya citada reorganiza-

ción societaria objeto de su consulta.

7. Finalmente, los peritos que intervengan en el proceso

deben tener presente los deberes y responsabilidades

que les corresponden conforme a la legislación vigen-


proponga a sus accionistas la realización de las actuacio-

nes necesarias para llevar a cabo esta reorganización so-

cietaria. Se estima que la primera parte de la misma (refe-

rida a las divisiones de Enersis, Endesa Chile y Chilectra,

anteriormente descritas) podría ser acordada por los co-

rrespondientes Directorios de las sociedades intervinien-

tes en cuanto a determinar una propuesta que sería so-

metida a la aprobación de las respectivas juntas de

accionistas dentro del último trimestre del año en curso y

que la reorganización completa podría quedar concluida

dentro del tercer trimestre del año 2016.

En este sentido, cabe señalar que la Superintendencia de

Valores y Seguros ha confirmado mediante los Oficios Or-

dinarios N°15.452 y N° 15.442, que una reorganización

societaria de este tipo no constituiría una operación entre

partes relacionadas de conformidad con las normas esta-

blecidas en el Título XVI de la Ley N° 18.046 de Socieda-

des Anónimas. No obstante, entre otros aspectos, ha

señalado que entre la información que ha de ponerse a

disposición de los accionistas que hayan de resolver so-

bre las divisiones referidas (primera parte de la reorgani-

zación societaria) deben incluirse informes emitidos por

peritos independientes sobre el valor estimativo de las

entidades que se fusionan y las estimaciones de la rela-

ción de canje correspondientes.

Igualmente, la Superintendencia de Valores y Seguros ha

sugerido que, en atención a la complejidad de la opera-

ción, la administración de esta sociedad puede considerar

otras medidas al objeto que los accionistas cuenten con

mayores elementos para un adecuado análisis de esta

operación. A tal efecto, el Directorio de Endesa ha resuel-

to proponer que el Comité de Directores se pronuncie

expresamente sobre la reorganización societaria descrita.

Endesa continuará manteniendo informado al mercado

del avance de esta propuesta.

> Con fecha 13 de agosto de 2015, de acuerdo con lo esta-

blecido en los artículos 9 e inciso segundo del artículo 10

de la Ley N° 18.045 sobre Mercado de Valores, y de lo


perintendencia de Valores y Seguros informó en carácter


En relación con la Reorganización Societaria que fue in-

formada por esta sociedad mediante Hechos Esenciales

de 22 de abril de 2015, 28 de abril de 2015, 21 y 27 de

se asignarían las participaciones societarias y otros ac-

tivos que Chilectra tenga fuera de Chile, y los pasivos

vinculados a ellos, y (ii) una nueva sociedad de la divi-

sión de Endesa Chile (“Endesa Américas”) a la que se

asignarían las participaciones societarias y otros acti-

vos que Endesa Chile tenga fuera de Chile, y los pasi-

vos vinculados a ellos.

2. Enersis, a su vez dividiría, surgiendo de esta división

una nueva sociedad (“Enersis Chile”) a la que se le

asignarían las participaciones societarias y activos de

Enersis en Chile, incluyendo las participaciones en

cada una de Chilectra y Endesa Chile (tras las divisio-

nes de estas sociedades descritas anteriormente) y

los pasivos vinculados a ellos, permaneciendo en la

sociedad escindida Enersis (que luego de la división se

denominará para estos efectos “Enersis Américas”)

las participaciones societarias de Enersis fuera de Chi-

le, así como las que tenga en cada una de las nuevas

sociedades Chilectra Américas y Endesa Américas

creada como consecuencia de las divisiones de Chi-

lectra y Endesa Chile anteriormente señaladas, y los

pasivos vinculados a ellas.

3. Una vez materializadas las anteriores divisiones, Ener-

sis Américas absorbería por fusión a Chilectra Améri-

cas y Endesa Américas, las cuales se disolverían sin

liquidación, agrupándose de esta manera en la primera

todas las participaciones internacionales del Grupo

Enersis fuera de Chile. Esta fusión que involucra a dos

sociedades de nueva creación (Endesa Américas y

Chilectra Américas), se llevaría a cabo, tan pronto fue-

ra legalmente posible conforme a lo previsto en la nor-

mativa de aplicación.

Las sociedades resultantes estarían radicadas en Chile y

sus acciones cotizarían en los mismos mercados en que

actualmente lo hacen las sociedades del grupo Enersis.

Ninguna de las operaciones descritas requerirá aporta-

ción de recursos financieros adicionales por parte de los

accionistas.

El esquema societario que el directorio acordó continuar

analizando para dicha reorganización sería el que sigue:

La Gerencia de Endesa ha recibido mandato del Directo-

rio de continuar con el desarrollo de la operación descrita

con estricta observancia de lo dispuesto en el menciona-

do Oficio Ordinario N° 15.452, para que, en su caso, se


nan y atendidos los beneficios esperados de la reorgani-

zación societaria, los términos y condiciones de ésta así

como sus consecuencias,

implicancias o contingencias, que la propuesta de reorga-

nización societaria del Grupo Enersis (la “Reorganiza-

ción”), sujeto a lo que más abajo se dice respecto de la

relación de canje de referencia, sí contribuye al interés

social y siendo así, se ha decidido convocar a los Sres.

Directores de ENDESA a una sesión extraordinaria para el

próximo lunes 9 de noviembre de 2015, al objeto que en

la misma sesión se analice la conveniencia de convocar a

Junta Extraordinaria de Accionistas al objeto que los ac-

cionistas tomen conocimiento de la Reorganización y en

su caso aprueben la misma.

Los directores señores Cibie, Lamarca, Atton y señora

Marshall concurren en este voto, en la medida que se in-

corporen las condiciones señaladas en el punto 5 del In-

forme del Comité de Directores de fecha 04.11.15.

Respecto de la relación de canje de referencia, no existe

unanimidad entre los directores. Los directores señores

Cibie, Lamarca, Atton y señora Marshall, estiman que el

porcentaje que debiera corresponder a los accionistas mi-

noritarios en el capital de la sociedad resultante de la fu-

sión, Enersis Américas, debiera ser 16,7% como mínimo.

Por su parte, los directores señores Viale, Mateo, Vaglia-

sindi, Buresti y señora Gostinelli, estiman que el porcen-

taje que debiera corresponder a los accionistas minorita-

rios en el capital de la sociedad resultante de la fusión,

Enersis Américas, debiera ser 15,5% como mínimo.

Atendida esta diferencia de opinión respecto del porcen-

taje que debiera corresponder a los accionistas minorita-

rios en el capital de la sociedad resultante de la fusión, se

considera oportuno informar que el Directorio ha acorda-

do por unanimidad entregar como antecedente la “ecua-

ción de canje estimativa”, de modo que el porcentaje que

debiera corresponder a los accionistas de Endesa Chile

en el capital de la sociedad resultante de la fusión, Ener-

sis Américas, debiera estar dentro de un rango entre

15,5% y 16,7% (esto es: por cada acción de Endesa Amé-

ricas, sus accionistas recibirán entre 2,75 (mínimo) y 3

(máximo) de acciones de Enersis Américas), y sin perjui-

cio que los informes que se refieren a dicha ecuación de

canje referencial quedan a disposición de los accionistas

de la Compañía y del mercado en general, como seguida-

mente se señala.

julio de 2015 se informa que el Comité de Directores de

Empresa Nacional de Electricidad S.A. (“ENDESA”) en

su sesión extraordinaria celebrada con fecha de hoy, ha

resuelto por unanimidad de sus miembros, designar a la

firma Asesorías Tyndall Limitada en calidad de Asesor

Financiero del Comité de Directores con un encargo y

alcance de trabajo equivalente al contemplado en la Ley

sobre Sociedades Anónimas en su artículo 147, referido

a evaluadores independientes y, adicionalmente para

cumplir con los requerimientos de información y funda-

mentación de la operación en estudio en los términos

recomendados por la Superintendencia de Valores y Se-

guros en su Oficio Ordinario N° 15.452 de fecha

20.07.2015.

> Con fecha 15 de septiembre de 2015, en cumplimiento de

lo previsto en los artículos 9 y 10 de la Ley N° 18.045 so-

bre Mercado de Valores y de lo establecido en la Norma

de Carácter General N° 30 de la Superintendencia de Va-

lores y Seguros, se informó en carácter de hecho esencial

que, en relación con la iniciativa de Reorganización Socie-

taria informada mediante Hechos Esenciales de 22 de

abril, 28 de abril y 27 de julio de 2015 y que se encuentra

en análisis y estudio por parte del Directorio de esta So-

ciedad, se comunica que el Directorio de Empresa Nacio-

nal de Electricidad S.A., en sesión extraordinaria celebra-

da con fecha de hoy, ha resuelto por la mayoría de sus

miembros, con el voto en contra de los 4 Directores inde-

pendientes, designar un perito independiente con el pro-

pósito de dar cumplimiento a lo dispuesto por la Superin-

tendencia de Valores y Seguros en su Oficio Ordinario N°

15.452 de 20 de julio de 2015, para que emita un informe

sobre un valor estimativo de las sociedades que eventual-

mente se fusionarían y las estimaciones de las relaciones

de canje correspondientes, de llevarse a efecto de reor-

denación societaria en los términos descritos en el Hecho

Esencial 27 de julio 2015. Como perito independiente ha

sido designado el señor Colin Becker.

> Con fecha 5 de noviembre de 2015, de acuerdo con lo

dispuesto en los artículos 9° y 10°, inciso segundo, de la

Ley 18.045, sobre Mercado de Valores y lo previsto en la

Norma de Carácter General N°30, de la Superintendencia

de Valores y Seguros, se informó con carácter de hecho

esencial que, en sesión celebrada hoy, el Directorio de

Empresa Nacional de Electricidad S.A. (“Endesa Chile” o

la “Compañía”) por la mayoría de sus miembros, acordó

que luego de terminado el estudio de los antecedentes,

los informes y opiniones que posteriormente se relacio-


(xi) Acuerdo motivado del Directorio con la Propuesta

del Directorio de la Compañía respecto de la Reor-

ganización.

(xii) El proyecto de Estatutos de la Compañía y de

Endesa Américas S.A. después de la División.






esencial que, en sesión celebrada hoy, el Directorio de Em-

presa Nacional de Electricidad S.A. (“Endesa Chile” o la

“Compañía”) acordó por mayoría convocar a Junta Extraor-

dinaria de Accionistas para el día 18 de diciembre de 2015

a las 10:00 horas, la cual tendrá lugar en Espacio Riesco,

ubicado en Av. El Salto 5000, Huechuraba, Santiago.

Las materias que se someterán al conocimiento y deci-

sión de la Junta Extraordinaria de Accionistas son las si-

guientes:

1. Tomar conocimiento de la propuesta de reorganización

societaria (“Reorganización”) consistente en (i) la divi-

sión de la Compañía (“División”) con creación de

Endesa Américas S.A. (“Endesa Américas”); de Ener-

sis S.A. (“Enersis”) y de Chilectra S.A. (“Chilectra”) de

forma que queden separados, por un lado, los nego-

cios de generación y distribución en Chile y, por otro,

las actividades fuera de Chile y (ii) la ulterior fusión de

las sociedades que sean propietarias de participacio-

nes en negocios fuera de Chile.

2. Tomar conocimiento de los antecedentes que sirven

de fundamento a la propuesta de Reorganización que

fueran relevantes de conformidad con lo dispuesto en

el Oficio Ordinario Nº15.452 de 20 de julio 2015, los

cuales fueron puestos a disposición de los accionistas

a partir del pasado 5 de noviembre de 2015, y que con-

sisten en:

(i) Estados Financieros Consolidados Auditados de

Endesa Chile al 30 de septiembre de 2015, el

cual será utilizado para la División.

(ii) Informe del Directorio de Endesa Chile sobre la

ausencia de modificaciones significativas a las

cuentas de activo, pasivo o patrimonio que hayan

tenido lugar con posterioridad a la fecha de refe-

rencia del respectivo balance de división.

El Directorio considera oportuno poner a disposición de

los señores accionistas a partir del día de hoy en el sitio

Web de la sociedad: www.endesa.cl todos los antece-

dentes que se relacionan a continuación y que han ser-

vido de fundamento para deliberar sobre la Reorganiza-

ción:

(i) Estados Financieros Consolidados Auditados de

Endesa Chile S.A. (“Endesa Chile”) al 30 de sep-

tiembre de 2015, el cual será utilizado para la Divi-

sión.

(ii) Informe del Directorio de Endesa Chile sobre la au-

sencia de modificaciones significativas a las cuen-

tas de activo, pasivo o patrimonio que hayan tenido

lugar con posterioridad a la fecha de referencia del

respectivo balance de división.

(iii) Descripción de los principales activos y pasivos que

se asignan a la sociedad resultado de la división.

(iv) Estados de situación financiera consolidadas profor-

ma con informes de atestiguación de los auditores

externos de Endesa Chile y de Endesa Américas

S.A. (“Endesa Américas”) ambos al 1 de octubre de

2015 y que contemplan, entre otros, la distribución

de las cuentas de activo, pasivo y patrimonio de am-

bas. La fecha de referencia del balance proforma

será al día siguiente de la fecha de referencia del

balance de división.

(v) Informe del perito independiente designado por el

Directorio de la Compañía, señor Colin Becker, in-

cluyendo el valor estimativo de las entidades que se

fusionarán y las estimaciones de relación de canje

de las acciones correspondientes, en el contexto de

la Operación.

(vi) Informe de Asesorías Tyndall Limitada, asesor finan-

ciero designado por el Comité de Directores de la

Compañía con sus conclusiones respecto de la

Reorganización.

(vii) Informe del Comité de Directores de la Compañía

con sus conclusiones respecto de la Reorganiza-

ción.

(viii) Los objetivos y beneficios esperados de la Reorga-

nización y así como sus consecuencias, implican-

cias o contingencias, tales como aquellas de carác-

ter operacional o tributarias.

(ix) Documento descriptivo de la Reorganización y de

sus términos y condiciones.

(x) La determinación de número de acciones de

Endesa Américas S.A. que recibirán los accionistas

de la Compañía.


nistas de Endesa Chile en la misma proporción que les

correspondía en el capital de Endesa Chile por un nú-

mero de acciones que será igual al que tenían en la so-

ciedad dividida (relación 1 a 1); permaneciendo en la

sociedad dividida la totalidad del respectivo negocio

que actualmente desarrolla en Chile, incluyendo la parte

del patrimonio conformada por los activos, pasivos y

autorizaciones administrativas en el país no asignados

expresamente a Endesa Américas en la División.

4. Aprobar que la División de Endesa Chile que acuerde

la Junta Extraordinaria de Accionistas estará sujeta a

las condiciones suspensivas consistentes en que las

actas de las juntas extraordinarias de accionistas en

que se aprueben las divisiones de Enersis y Chilectra

hayan sido debidamente reducidas a escritura pública,

y sus respectivos extractos hayan sido inscritos y pu-

blicados debida y oportunamente en conformidad a la

ley. Adicionalmente, y conforme el artículo 5° en rela-

ción con el artículo 148, ambos del Reglamento de la

Ley N°18.046 sobre Sociedades Anónimas, aprobar

que la División tendrá efecto a partir del primer día ca-

lendario del mes siguiente a aquel en que se otorgue

la Escritura de Cumplimiento de Condiciones de Divi-

sión de Endesa Chile que se señala en el numeral si-

guiente, sin perjuicio del cumplimiento oportuno de

las formalidades de inscripción en el Registro de Co-

mercio correspondiente y las publicaciones en el Dia-

rio Oficial del extracto de la reducción a escritura públi-

ca del acta de la junta extraordinaria de accionistas

que apruebe la división de Enersis Chile y la creación

de Endesa Américas.

5. Facultar al Directorio de Endesa Chile para otorgar los

poderes necesarios para suscribir uno o más docu-

mentos que sean necesarios o convenientes para dar

cuenta del cumplimiento de las condiciones suspensi-

vas a que se encuentra sujeta la División, y dejar cons-

tancia de los bienes sujetos a registro que se asignan

a Endesa Américas, y cualquier otra declaración que

sea considerada necesaria para estos efectos, y espe-

cialmente para otorgar una escritura pública declarati-

va, a más tardar dentro de los 10 días corridos siguien-

tes a la fecha en que se cumpla la última de las

condiciones a las que esté sujeta la División, en la que

dé por cumplidas las condiciones suspensivas a que

se encuentra sujeta la División; dicha escritura pública

será denominada la “Escritura de Cumplimiento de

Condiciones de División de Endesa Chile”, escritura

(iii) Descripción de principales activos y pasivos que

se asignan a la nueva sociedad resultante de la

División.

(iv) Estados de situación financiera consolidados

proforma con informe de atestiguación de los au-

ditores externos de Endesa Chile y de Endesa

Américas S.A., ambos al 1° de octubre de 2015 y

que contemplan, entre otros, la distribución de

las cuentas de activo, pasivo y patrimonio de am-

bas.

(v) Informe del perito independiente designado por

el Directorio de la Compañía, señor Colin Becker,

incluyendo el valor estimativo de las entidades

que se fusionarán y las estimaciones de relación

de canje de las acciones correspondientes, en el

contexto de la Reorganización.

(vi) Informe de Asesorías Tyndall Limitada, asesor fi-

nanciero designado por el Comité de Directores

de la Compañía con sus conclusiones respecto

de la Reorganización.

(vii) Informe del Comité de Directores de la Compa-

ñía con sus conclusiones respecto de la Reorga-

nización.

(viii) Documento descriptivo de la Reorganización y

sus términos y condiciones.

(ix) Los objetivos y beneficios esperados de la Reor-

ganización así como sus consecuencias, impli-

cancias o contingencias tales como aquellas de

carácter operacional o tributaria.

(x) La determinación de número de acciones de

Endesa Américas S.A. que recibirán los accionis-

tas de la Compañía.

(xi) Acuerdo motivado del Directorio con la propues-

ta del Directorio de la Compañía respecto de la

Reorganización.

(xii) El proyecto de Estatutos de la Compañía y de

Endesa Américas, después de la División.

3. Aprobar, conforme a los términos del Título IX de la Ley

N°18.046 sobre Sociedades Anónimas y el párrafo 1 del

Título IX del Reglamento de Sociedades Anónimas, y

sujeta a las condiciones suspensivas que se señalan en

el numeral 4 siguiente, la propuesta de división de la

Compañía en dos sociedades, surgiendo de esta divi-

sión una nueva sociedad anónima abierta y regida por el

Título XII del D.L. 3500, Endesa Américas, a la que se le

asignarían las participaciones societarias y otros activos

y pasivos asociados que Endesa Chile tenga fuera de

Chile, e incorporándose en ella la totalidad de los accio-


(v) Artículo Quincuagésimo, donde se sujeta la So-

ciedad a la Resolución N° 667 de la Honorable

Comisión Resolutiva, de fecha 30 de octubre de

2002, en el entendido que (i) las restricciones

no se aplicarán respecto de Endesa Chile; y (ii)

atendido a que son sociedades que no participa-

rán de modo alguno en mercados relevantes

ubicados en la República de Chile, la sociedad

podrá fusionarse con Enersis Américas, la que

también podrá fusionarse con Chilectra Améri-

cas.

(vi) Reemplazo e inclusión de Disposiciones Transi-

torias que sean de aplicación como consecuen-

cia de la división.

10. Aprobar el número de acciones de Endesa Américas

que recibirán los accionistas de Endesa Chile.

11. Dar a conocer a los accionistas los términos estima-

tivos de una posible fusión por incorporación de

Endesa Américas y Chilectra Américas en Enersis

Américas.

12. Designar la empresa de auditoría externa para Endesa

Américas.

13. Designar los Inspectores de Cuentas titulares y su-

plentes para Endesa Américas.

14. Dar cuenta a los accionistas sobre los acuerdos co-

rrespondientes a las operaciones con partes relacio-

nadas a que se refiere el Título XVI de la Ley N°

18.046 sobre sociedades anónimas, celebradas du-

rante el período transcurrido desde la última junta de

accionistas.

15. Informar autorizaciones otorgadas a KPMG Auditores

Consultores Ltda., para entregar documentos e infor-

mes relacionados con los servicios de auditoría ex-

terna que presta a Endesa Chile, a la Public Company

Accounting Oversight Board (PCAOB) de los Estados

Unidos de América.

16. Encomendar al Directorio de Endesa Américas, que

una vez que la División surta efecto, y a la mayor bre-

vedad posible, solicite la inscripción de la nueva so-

ciedad y de sus respectivas acciones ante la SVS y la

Securities and Exchange Commission de los Estados

Unidos de América y en las bolsas de valores en las

cuales se transen sus acciones.

que deberá anotarse al margen de la inscripción social

de Endesa Chile y de Endesa Américas al objeto de

facilitar la verificación del cumplimiento de las condi-

ciones a las que se encontraban sujeta la División.

6. Aprobar la disminución del capital de Endesa Chile pro-

ducto de la División, y la distribución del patrimonio

social entre la sociedad dividida y la sociedad creada.

7. Aprobar los nuevos estatutos de Endesa Chile que dan

cuenta de la División y la consecuente disminución de

capital, modificando al efecto los siguientes artículos:

(i) Modificación de su artículo Quinto, dando cuenta

de la disminución del capital de Endesa Chile

producto de la División manteniéndose el mismo

número y tipo de acciones;

(ii) Modificación de su artículo Sexto, donde se co-

rrige cita al reglamento de la ley;

(iii) Creación de un nuevo artículo Quincuagésimo,

para manifestar que la Sociedad continuará suje-

ta a la Resolución N° 667 de la Honorable Comi-

sión Resolutiva, de fecha 30 de octubre de 2002,

en el entendido que las restricciones no se apli-

carán respecto de Endesa Américas;

(iv) Reemplazo e inclusión de Disposiciones Transi-

torias que sean de aplicación como consecuen-

cia de la división.

(v) Otorgamiento de un texto refundido de los esta-

tutos de Endesa Chile.

8. Elegir el directorio provisorio de Endesa Améri-

cas y determinación de su remuneración.

9. Aprobar los estatutos de la nueva sociedad que

se crea producto de la división, esto es, Endesa

Américas, y que, en sus disposiciones perma-

nentes difieren a los de Endesa Chile en las si-

guientes materias:

(i) Artículo Primero, donde la razón social corres-

ponderá a Endesa Américas S.A.;

(ii) Artículo Sexto, donde se corrige cita al reglamen-

to de la ley;

(iii) Artículo Quinto sobre el capital social, donde

Endesa Américas tendrá un capital ascendente a

la suma de $778.936.764.259.- dividido en

8.201.754.580 acciones nominativas, todas de

una misma serie y sin valor nominal.

(iv) No se incluye el artículo Cuadragésimo Segundo

Bis por referirse a una norma derogada en la le-

gislación aplicable;







esencial lo siguiente:

Que, en relación al hecho esencial de la Compañía del día

05.11.15 relativo a la operación reorganización societaria,

informamos que en el transcurso del día de hoy, estará a

disposición de los señores accionistas en el sitio Web de

la sociedad www.endesa.cl el documento “Valuation Ma-

terials Project Carter II - Presentation to the Board” del

asesor financiero designado por el Directorio de la Com-

pañía, Deutsche Bank.






esencial lo siguiente:

Endesa Chile, a través de su accionista de referencia,

esto es Enersis S.A. (“Enersis”), ha recibido para conoci-

miento y consideración la carta que en el día de hoy esta

última ha recibido de su controlador (Enel S.p.A., “Enel”),

la cual se acompaña como Anexo, y que se refiere a cier-

tos asuntos que afectan directamente a Endesa Chile en

relación con el proceso de reorganización societaria del

Enersis, Chilectra S.A. y Endesa Chile (la “Reorganiza-

ción”).

Que en relación con el Oficio SVS N°25.411 de fecha 18

de noviembre de 2015 (el “Oficio”), por el cual instruye al

directorio de Endesa Chile a emitir pronunciamientos res-

pecto a las materias indicadas en el punto 12, letras (a) a

la (c) y poner en dichos pronunciamientos a disposición

de los accionistas en la página web de la Compañía, po-

demos responder que el directorio por mayoría (con el

voto en contra de los directores señora Marshall, señores

Cibie, Atton y Lamarca) en su sesión extraordinaria

N°1509 de fecha 24 de noviembre de 2015 ha adoptado

los acuerdos que se indican a continuación:

Uno: Considerar los términos de la propuesta de Enel

contenida en la carta fechada el 23 de noviembre 2015, en

el sentido de que, en caso de resultar con éxito la reorga-

nización en todas sus instancias o fases, Enel se compro-

17. Encomendar al Directorio de Endesa Américas que

apruebe la estructura de poderes de dicha sociedad.

La Junta que se convoca deberá pronunciarse sobre to-

dos los acuerdos que sean necesarios para llevar a cabo

la División, en los términos y condiciones que en definiti-

va apruebe esa Junta, y también para otorgar los poderes

que se estimen necesarios, especialmente aquellos para

legalizar, materializar y llevar adelante los acuerdos de di-

visión y demás que adopte dicha Junta.

Los accionistas podrán obtener copia íntegra de los docu-

mentos que explican y fundamentan las materias que se

someten al conocimiento y a la resolución de la Junta en

el domicilio social, ubicado en Santa Rosa 76, Piso 15 (Ge-

rencia de Inversiones), Santiago de Chile, a partir de esta

fecha. Asimismo, aquéllos se encuentran a disposición de

los señores accionistas en el sitio Web de la sociedad:

www.endesa.cl.

Adicionalmente, el Directorio por la unanimidad de

sus miembros acordó facultar a la Gerencia General

de la Compañía para que, dentro de un plazo razona-

ble, lleve a cabo una valoración sobre la viabilidad de

ciertas medidas contenidas en el Informe del Comité

de Directores y por accionistas, para determinar su

compatibilidad con las disposiciones legales aplica-

bles y con los términos y condiciones del proceso de

reordenación societaria que han sido aprobados por el

Directorio y dados a conocer al mercado y accionistas

en general.

Los directores señores Cibie, Lamarca, Atton y señora

Marshall, dejan constancia de su voto en contra de convo-

car, en esta oportunidad, a una Junta Extraordinaria de

Accionistas con el objeto de que los accionistas conozcan

y se pronuncien respecto de las materias indicadas, por la

siguiente razón. Existiendo un pronunciamiento específi-

co expreso por parte de la Superintendencia de Valores y

Seguros respecto de si corresponde emplear en las ope-

raciones de división y fusión que componen la “Reorgani-

zación Societaria” las normas sobre operaciones con par-

tes relacionadas del Título XVI de la Ley sobre Sociedades

Anónimas, que ha sido objeto de un recurso de reclama-

ción ante la I. Corte de Apelaciones de Santiago, los direc-

tores antes individualizados consideran que, en forma

previa a citar una junta que se pronuncie sobre esta ope-

ración, es prudente esperar a lo que sobre este punto

resuelva la justicia.


Dicha OPA será dirigida a la totalidad de las acciones y

American Depositary Receipts (“ADRs”) emitidas por di-

cha sociedad que no sean propiedad de Enersis Améri-

cas. Dado que con posterioridad a las divisiones Enersis

Américas se estima sea propietaria del 59.98% de las

acciones de Endesa Américas, dicha OPA será por hasta

el 40,02% del capital social de Endesa Américas y por un

precio de 236 pesos chilenos por acción (o su equivalente

en dólares estadounidenses a la fecha del pago en el caso

de los ADRs), y sujeto a los demás términos y condicio-

nes que serán oportunamente detallados al tiempo de

formular dicha oferta.

Cuatro: Instruir al gerente general para que, en su mo-

mento, y hechos los análisis correspondientes, proponga

al directorio y, en su caso, al comité de directores, se

negocie de buena fe con Enersis los términos de un com-

promiso de compensación, en virtud del cual, y única y

exclusivamente en el supuesto de que, por causas no im-

putables a Endesa Américas o Endesa Chile y distintas a

causas de fuerza mayor, los acuerdos de fusión no se

adopten antes del 31 de diciembre de 2017, los costos

tributarios soportados por Endesa Chile como conse-

cuencia de su división y debidamente acreditados, des-

contados aquellos beneficios o créditos tributarios que

Endesa Américas y Endesa Chile obtengan como conse-

cuencia de dicha división, serían compensados con los

beneficios tributarios efectivamente obtenidos por Ener-

sis.

Cinco: Acoger en su integridad los planteamientos ex-

puestos en la sesión extraordinaria del día de hoy por el

presidente del directorio y por su gerente general, y apro-

bar expresamente los pronunciamientos del directorio de

Endesa Chile sobre los aspectos requeridos en el Oficio,

esto es: (a) “Los riesgos, consecuencias, implicancias o

contingencias que podría traer aparejado el proceso de

Reorganización para los accionistas de Endesa Chile in-

cluyendo al menos aquellos abordados en el informe del

Comité de Directores”; (b) “Factibilidad de las condicio-

nes a las que quedan supeditados los votos de los direc-

tores que tienen la calidad de independientes, señalando

si son factibles o no de cumplirse y las consecuencias

que para el interés social de Endesa Chile

tendría el no cumplimiento de tales condiciones”; y (c)

“Información sobre la relación de canje y del porcentaje

estimativo que debiesen alcanzar los accionistas minori-

tarios dentro del futuro proceso de fusión, a objeto que la

mete a negociar o promover que alguna o algunas de sus

filiales negocien con la filial de Enersis, Endesa Chile, un

acuerdo que se refiera a la inversión conjunta en proyec-

tos de producción de energía eléctrica de fuente renova-

ble en Chile.

Dos: Anunciar en este momento y en la junta de accionis-

tas citada para el próximo 18 de diciembre de 2015, que

el directorio ha tomado conocimiento que es intención

del accionista controlador proponer en la fecha en que se

materialice la Junta de Accionistas de Endesa Americas

llamada a pronunciarse sobre su fusión con Enersis Amé-

ricas, una ecuación de canje consistente con los rangos

votados por los directorios de las tres compañías de 2,8

acciones de Enersis Américas por cada acción de Endesa

Américas y de 5 acciones de Enersis Américas por cada

acción de Chilectra Américas, de conformidad

con los demás términos y condiciones contenidos en el

“Documento Descriptivo de la Reorganización y sus Tér-

minos y Condiciones” (hecho público el pasado 5 de no-

viembre). Esta ecuación de canje equivaldría a una partici-

pación del 15,75% en la sociedad resultante, esto es

Enersis Américas, para los accionistas minoritarios de

Endesa Américas. En consecuencia y consistente con lo

anunciado, el directorio ha tomado conocimiento que el

accionista controlador adoptará cuantas actuaciones es-

tén a su alcance, incluida la de votar a favor en la corres-

pondiente junta de accionista, para hacer que la referida

fusión prospere. En todo caso, todo lo anterior quedará

sujeto a que no se hayan materializado hechos relevantes

sobrevinientes anteriores a dicha junta de accionistas que

afecten sustancialmente las relaciones de canje antes

propuestas.

Tres: Considerar el anuncio del accionista controlador que,

siempre que lleguen a ser efectivas las divisiones de Ener-

sis, Endesa Chile y Chilectra a que se refiere la Reorganiza-

ción, y salvo que se produjeran hechos sobrevinientes ad-

versos significativos que lo desaconsejasen desde el punto

de vista del interés social, es intención de Enersis (ya con

la denominación Enersis Américas) presentar una oferta

pública de adquisición de acciones (“OPA”) emitidas por la

futura sociedad Endesa Américas, cuando ésta exista, con-

dicionada a la aprobación por parte de las juntas de accio-

nistas de Enersis Américas, Endesa Américas y Chilectra

Américas de la fusión antes referida, y que no se superen

respecto de dichas sociedades los umbrales de ejercicio

de derecho a retiro anunciados.


hecho esencial complementario al hecho esencial infor-

mado por Empresa Nacional de Electricidad S.A.

(“Endesa Chile”) el pasado 24 de noviembre de 2015

con lo siguiente:

1. Que con esta fecha Endesa Chile ha respondido a la

Superintendencia de Valores y Seguros el Oficio Ordi-

nario N°26428 de fecha 27.11.15 relativo al proceso de

reorganización societaria del Grupo Enersis.

2. La anterior respuesta, adjunta al presente hecho esen-

cial es complementario del hecho esencial emitido por

Endesa Chile el pasado 24.11.15.

3. Asimismo se pone a disposición de los accionistas y

público en general, en la página web de la Compañía.

> Con fecha 1 de diciembre de 2015, en cumplimiento de lo

previsto en los artículos 9 y 10 de la Ley Nº18.045 sobre


Carácter General Nº30 de la Superintendencia de Valores

y Seguros, se informó en carácter de hecho esencial que

con fecha de ayer el Consejo de Administración de Bolsas

y Mercados Españoles, Sistemas de Negociación, S.A.,

en uso de las facultades que le confiere el Reglamento

del Mercado de Valores Latinoamericanos (“Latibex”), y

en atención a la solicitud efectuada por Endesa Chile, ha

acordado la suspensión de la contratación de acciones de

Endesa Chile a partir del 1 de diciembre de 2015 y ha re-

suelto excluir de negociación del Latibex las acciones

emitidas por dicha Compañía, con efecto a partir del día 4

de diciembre de 2015.

Lo señalado implica que Endesa Chile, a partir de la fecha

antes señalada se deslista del Latibex y que sus acciones

no serán transadas en lo sucesivo en dicha bolsa de valo-

res.

> Con fecha 9 de diciembre de 2015, se informó con carác-

ter de hecho esencial, lo siguiente:

Ref.: (i) Oficio Ordinario SVS N° 26428, de fecha 27 de

Noviembre de 2015, y (ii) Oficio Ordinario SVS N° 26625,

de fecha 1 de Diciembre de 2015 (los “Oficios”).

En relación a las respuestas a los Oficios de la referencia,

entregadas los días 1 y 2 de Diciembre de 2015, respecti-

vamente, a la Superintendencia de su Dirección (la “SVS”)

y comunicada en su oportunidad como hecho esencial al

Reorganización efectivamente se realice conforme al in-

terés social, que implica beneficios para todos los accio-

nistas”.

Los accionistas podrán obtener copia íntegra de la carta

de Enel, de la respuesta del directorio al Oficio Ordinario

N° 25.411, de 18 de noviembre de 2015, de la Superinten-

dencia de Valores y Seguros (la que se ingresará a prime-

ra hora del 25.11.15), con el Pronunciamiento, y de los

demás documentos que explican y fundamentan las ma-

terias que se señalan anteriormente en el domicilio so-

cial, ubicado en Santa Rosa 76, Piso 15 (Gerencia de In-

versiones), Santiago de Chile, a partir de esta fecha.

Asimismo, se encuentran a disposición de los señores

accionistas, a partir de esta fecha, en el sitio web de la

sociedad: www.endesa.cl.

Adicionalmente, en esa misma sesión el directorio por la

unanimidad de sus miembros acordó proponer a la junta

de accionistas convocada para conocer sobre a la división

de Endesa Chile, que en los estatutos de Endesa Améri-

cas S.A. se incluya una disposición transitoria que someta

a dicha sociedad desde su entrada en vigencia, en forma

anticipada y voluntaria, a las normas establecidas en el

artículo 50 bis de la Ley sobre Sociedades Anónimas rela-

tivas a la elección de directores independientes y crea-

ción de comité de directores, y que en el punto 8 de la

convocatoria a junta extraordinaria de

accionistas, referido a la elección del directorio provisorio

de Endesa Américas, dicha elección se hará de conformi-

dad con el artículo 50 bis antes citado.

> Con fecha 30 de noviembre de 2015, de conformidad con

lo dispuesto en los artículos 9° y 10° de la Ley 18.045 y en

la Norma de Carácter General N° 30, de la Superintenden-

cia de Valores y Seguros, se informó con carácter de he-

cho esencial, que en reunión de directorio de Empresa

Nacional de Electricidad S.A., celebrada el día 30 de no-

viembre de 2015, se ha acordado distribuir un dividendo

provisional de $3,55641 por acción, con cargo al resulta-

do del ejercicio 2015, a pagarse a contar del 29 de enero

de 2016. Dicho monto corresponde al 15% de las utilida-

des al 30 de septiembre de 2015.

> Con fecha 1 de diciembre, de conformidad con lo dis-

puesto en los artículos 9° y 10° de la Ley 18.045 y en la

Norma de Carácter General N° 30, de la Superintenden-

cia de Valores y Seguros, se informó con carácter de


La respuesta dada por la administración no se refiere explíci-

tamente a ninguno de estos puntos. Por tanto, los suscritos

reiteran lo señalado en el informe del Comité de Directores

de Endesa y en la sesión de directorio de fecha 5 de noviem-

bre, en el sentido que, primero, se debe regular satisfacto-

riamente hacia el futuro, a través de obligaciones fácilmente

monitoreables y exigibles, el conflicto de interés, respecto

de Endesa Chile, que representan las actividades de Enel

Green Power en el país, y segundo, que Endesa Chile debe

ser el principal vehículo de crecimiento en generación. En

opinión de los suscritos, por las razones indicadas, la pro-

puesta de Enel, independiente de si es exigible jurídicamen-

te según sus términos, no satisface adecuadamente estas

exigencias.

En opinión de estos directores, respecto a este punto la for-

ma de salvaguardar los intereses de Endesa en el futuro es

que dicha relación sea en Chile una fusión de activos de

Endesa con Enel Green Power o su continuadora.

Respecto al punto 2 del Oficio

En relación con la respuesta dada por la administración al

punto 2 del Oficio, relativo a si la intención manifestada por

Enersis de lanzar una OPA por la totalidad de las acciones y

ADRs de la futura Endesa Américas sería exigible a Enersis,

los suscritos estiman que la administración emite una opi-

nión jurídica sin invocar la opinión de algún experto indepen-

diente que lo justifique. En opinión de los directores antes

mencionados es que lo razonable habría sido consultar ase-

sores legales independientes. En todo caso, para los suscri-

tos más relevante que si esta intención sería o no exigible es

si dicha OPA, en los términos que ha sido planteada, es o no

apta para resolver el problema de fondo.

Si bien en la sesión de directorio de fecha 24 de noviembre

de 2015 los suscritos señalamos que la OPA anunciada sería

“conceptualmente” beneficiosa en cuanto mitigaría el ries-

go relativo a incertidumbre sobre el precio de ejercicio del

derecho a retiro, en los términos en que fue planteada la

OPA por Enersis presenta dos problemas.

Primero, tal como lo dijimos el día 24.11.15, el precio de

236 pesos chilenos por acción es insuficiente. En efecto, al

dar cuenta de la OPA de Enersis: “Según se ha informado

por Enersis, dicho precio ha sido calculado sobre la base

del precio de mercado medio de los últimos tres meses de

Endesa Chile ponderado por el peso relativo de Américas

estimado por Tyndall, asesor del comité de directores de

Oficio (i) de la referencia y como responde Oficio al Oficio

(ii) de la referencia, (las “Respuestas Endesa”), señala-

mos que el día de hoy ha sesionado el Directorio de la

Compañía (“Endesa Chile”), el cual por la mayoría de sus

miembros ha aprobado en todas sus partes las Respues-

tas Endesa y con el voto en contra de los directores seño-

ra Marshall y señores Atton, Cibié y Lamarca.

Los directores señora Isabel Marshall, y directores seño-

res Enrique Cibié, Felipe Lamarca y Jorge Atton, han fun-

damentado su voto en contra, manifestando en relación a

la respuesta a los Oficios de la referencia, lo siguiente:



punto 1(i) del Oficio 26.428 de la Superintendencia de Valo-

res y Seguros de fecha 27 de noviembre de 2015, en adelan-

te el “Oficio”, relativo a si los compromisos asumidos por

Enel mediante carta de fecha 23 de noviembre de 2015 tie-

nen un carácter vinculante y serían plenamente exigibles en

caso de incumplimiento, los suscritos estiman que la admi-

nistración adhiere a la opinión de los abogados de Enel. Lo

razonable habría sido que la administración consultara ase-

sores legales independientes. En todo caso, para los suscri-

tos más relevante que si esas declaraciones son o no exigi-

bles, es el contenido de dichas declaraciones, según se

explica respecto del punto 1(ii).

En relación a la respuesta dada por la administración al

punto 1(ii) del Oficio, los suscritos reiteran lo señalado en

la sesión de directorio de fecha 24 de noviembre de 2015,

en el sentido que, la propuesta de Enel presenta varios

problemas. Primero, sujeta el acuerdo a que resulte con

éxito la reorganización en “todas sus instancias o fases”,

esto es, no aplicaría si la fusión no se materializa. Segun-

do, constituye una simple promesa de “negociar” o “pro-

mover que alguna o algunas de sus filiales negocien” con

Endesa Chile. Es decir, no existe un compromiso de sus-

cribir un acuerdo determinado sino simplemente a nego-

ciar, pudiendo las negociaciones extenderse indefinida-

mente en el tiempo, nunca concretarse o sujetarse a

condiciones gravosas para Endesa Chile. Tercero, limita la

participación de Endesa Chile en los distintos proyectos

hasta un máximo de 40%. Cuarto, establece que Enel ad-

quirirá los proyectos renovables de Endesa Chile a “valor

de proyecto”, dejando abierto el precio al cual Endesa Chi-

le, por su parte, deberá adquirir su participación en los

activos y proyectos de Enel.


drán detallarse en el momento en que dicha negociación

tenga lugar, a lo que agregaríamos, “sujeto a su estudio con

expertos independientes”.

Si bien la Superintendencia no lo pregunta directamente,

como sí lo hace con respecto a los primeros dos puntos, en

el caso del tercer punto también cabe preguntarse sobre la

exigibilidad de la propuesta de compensación del gasto tri-

butario en que incurra Endesa Chile debido a la división que

propone la reorganización y que sería compensado por Ener-

sis. Esta compensación se condiciona a la aprobación de la

fusión por parte de Endesa Américas, independiente de

los términos de la misma, y a la obtención de beneficios tri-

butarios por parte de Enersis, con los que se compensaría el

costo de Endesa, con lo cual queda abierto un potencial per-

juicio tributario para Endesa, lo cual iría en contra del interés

social de la empresa.

El Directorio, por la unanimidad, ha resuelto colocar a dispo-

sición de todos los accionistas y del mercado en general dos

opiniones jurídicas sobre el carácter vinculante de los com-

promisos que Enel S.p.A. ha formulado, los cuales han sido

objeto de sendos hechos esenciales. En efecto, tanto el Se-

cretario del Consejo de Enel S.p.A., Sr. Claudio Sartorelli, así

como uno de los principales estudios jurídicos de la Repúbli-

ca de Italia, Chiomenti

Studio Legale, representado por su socio, el jurista Michele

Carpinelli, han señalado el carácter vinculante bajo el Dere-

cho Italiano de los mencionados compromisos de Enel en

los términos en los cuales están escritos.

Endesa Chile (c. 28%)”. Consultado el informe de Tyndall

con posterioridad a la sesión de directorio del 24 de no-

viembre, constatamos que la ponderación implícita atribui-

da por Tyndall para la futura Endesa Américas fue 35% y no

28%, con lo cual, si se utiliza la valorización relativa de Tyn-

dall como criterio, el precio de la OPA debiera ser cercano

a 295 pesos chilenos por acción. Este nivel de precio, por

lo demás, coincidiría con las indicaciones de precio que han

dado analistas de mercado con posterioridad al anuncio de

Enersis, confirmando que la propuesta de Enersis es baja.

Segundo, como se advirtió en la sesión de directorio de fe-

cha 24 de noviembre, la OPA solo procedería en el evento

que se apruebe la fusión por las juntas de accionistas de

Endesa Américas, Enersis Américas y Chilectra Américas y,

por tanto, no otorga protección si la fusión no se realiza, en

cuyo caso la acción de Endesa Américas sería muy poco

atractiva, ya que se trataría de una colección de participacio-

nes sin identidad de negocios ni estructura organizacional

propias. Respecto de este riesgo, no se ha planteado medi-

da de mitigación alguna.



punto 3 del Oficio, relativo a (ii) cual sería la contraprestación

a la que Endesa Chile se obligaría en el compromiso de com-

pensación y (ii) la figura jurídica que se utilizaría para materia-

lizar este compromiso, nos parece que la respuesta dada

por la administración debiera limitarse a lo indicado en el

primer párrafo, cual es, que estos aspectos únicamente po-


A tal efecto, a continuación se reproduce la carta remitida por el Secretario de Enel S.p.A.:


Asimismo, a continuación, se reproduce el contenido de la opinión legal del jurista Sr. Carpinelli, traducida a la lengua espa-

ñola:

Estimados señores,

He examinado:

- El texto del acuerdo adoptado por el Directorio de Enel S.p.A. en su sesión del día 17 de Noviembre

de 2015; en particular, el contenido de las obligaciones asumidas por Enel S.p.A. en relación con la

reordenación de Enersis, conjuntamente con las implicaciones de estas obligaciones en beneficio de

los accionistas minoritarios de las compañías que participan en la operación de reordenación;

- El contenido del acuerdo adoptado en la mencionada sesión del Directorio de Enel S.p.A. en la que se

autoriza expresamente la asunción por parte de Enel S.p.A. y por parte de Enersis, en lo que le compe-

te, de las obligaciones y además el contenido del acuerdo para empoderar al Presidente de Enel S.p.A.,

con expreso poder de subdelegación, a la suscripción de la declaración sobre las referidas obligaciones;

- La declaración del Abogado Claudio Sartorelli, en calidad de Secretario del Directorio de Enel S.p.A, lo

dispuesto por parte del Presidente de Enel S.p.A el día 23 de Noviembre de 2015 a través del cual el

Presidente, sobre la base de los poderes de subdelegación otorgados a través del acuerdo en cuestión

(y en particular sobre la base de la expresa facultad de subdelegación otorgada al mismo Presidente)

ha conferido, en conformidad con las normas legales italianas, un mandato específico con representa-

ción al Abogado Julio Fazio para la suscripción en nombre y por cuenta de Enel S.p.A. de las declaracio-

nes sobre las referidas obligaciones;

- Las comunicaciones enviadas por parte del Abogado Giulio Fazio y dirigidas al Abogado Borja Acha

Besga.

Sobre la base de todo lo anterior, expreso mi opinión legal que las obligaciones asumidas por parte de

Enel S.p.A. son válidas, eficaces y vinculantes, habiendo sido objeto de específica y analítica autoriza-

ción por parte del Directorio de Enel S.p.A.

Además, expreso la opinión legal que los actos suscriptos por parte del Abogado Giulio Fazio sobre la

base de los poderes específicamente otorgados al mismo por parte del Presidente de Enel S.p.A. (a su

vez sobre la base de los poderes otorgados al mismo por parte del Directorio de Enel S.p.A.) son váli-

dos y eficaces reproduciendo las antes mencionadas obligaciones de Enel S.p.A., como ya dicho, váli-

das, eficaces y vinculantes para Enel S.p.A.

En Fe.

Abogado Michele Carpinelli

Chiomenti Studio Legale


a escritura pública y sus respectivos extractos hayan sido

inscritos y publicados debida y oportunamente en confor-

midad a la ley. Adicionalmente, se aprobó que la División

tendrá efecto a partir del primer día calendario del mes

siguiente a aquel en que se otorgue una escritura pública

de cumplimiento de condiciones de la División, sin perjui-

cio del cumplimiento oportuno de las formalidades de

inscripción en el Registro de Comercio correspondiente y

las publicaciones en el Diario Oficial del extracto de la re-

ducción a escritura pública del acta de la junta extraordi-

naria de accionistas que aprobó la División.

Como parte del acuerdo de División, entre otras modifica-

ciones a los estatutos de Endesa Chile, se acordó la dismi-

nución del capital de Endesa Chile producto de la División

desde la suma de $1.331.714.085.130, dividido en

8.201.754.580 acciones nominativas, de una misma y úni-

ca serie y sin valor nominal, a la nueva suma de

$552.777.320.871 dividido en 8.201.754.580 acciones no-

minativas, de una misma y única serie y sin valor nominal.

Asimismo, se acordó (i) establecer el capital de Endesa

Américas, correspondiente al monto que en que se dismi-

nuyó el capital de Endesa Chile, dividido en 8.201.754.580

acciones ordinarias, nominativas, todas de una misma se-

rie y sin valor nominal; y (ii) la distribución del patrimonio

social entre Endesa Chile y Endesa Américas, asignándose

a Endesa Américas los activos y delegándose los pasivos

según lo señalado en la referida junta.

Por su parte, se aprobaron los estatutos de Endesa Amé-

ricas, la que desde su entrada en vigencia se someterá en

forma anticipada y voluntariamente a las normas estable-

cidas en el artículo 50 Bis de la Ley de Sociedades Anóni-

mas relativas a la elección de directores independientes y

creación de Comité de Directores. En concordancia con

ello, se eligió el directorio provisorio de Endesa Américas

de conformidad con el referido Artículo 50 Bis y se deter-

minó su remuneración, resultando elegidos como direc-

tores independientes a la señora María Loreto Silva Rojas

y los señores Eduardo Novoa Castellón y Hernán Cheyre

Valenzuela, y como directores no independientes a los

señores Enrico Viale, Ignacio Mateo Montoya, señora

Francesca Gostinelli, señores Francesco Buresti, Vittorio

Vagliasindi y Mauro Di Carlo; dejándose constancia para

estos efectos de la votación del controlador de Endesa

Chile, de sus miembros y de sus personas relacionadas.

Los accionistas acordaron designar como empresa de au-

ditoría externa para Endesa Américas a KPMG Auditores

Asimismo, el Directorio, por la unanimidad, ha acordado

advertir que según el hecho esencial de Enersis S.A. de

fecha 02.12.15, el autor de los compromisos citados es

Enel S.p.A. y no Enersis S.A., no correspondiéndole al Di-

rectorio de esta última modificar o ampliar el contenido

de dichos compromisos.

> Con fecha 18 de diciembre de 2015, de acuerdo con lo

dispuesto en los artículos 9° y 10°, inciso segundo de la




esencial que, con fecha de hoy se celebró la Junta Ex-

traordinaria de Accionistas de Empresa Nacional de Elec-

tricidad S.A. (“Endesa Chile” o la “Compañía”).

En la referida junta, los accionistas de Endesa Chile toma-

ron conocimiento de la propuesta de reorganización so-

cietaria del Grupo Enersis (la “Reorganización”) consis-

tente en (a) la división de Enersis S.A. (“Enersis”) y sus

filiales Endesa Chile y Chilectra S.A. (“Chilectra”), y (b) la

ulterior fusión de las sociedades que sean propietarias de

participaciones sociales en negocios fuera de Chile. Asi-

mismo, tomaron conocimiento de los antecedentes que

sirven de fundamento a la Reorganización y de los térmi-

nos estimativos de esa posible fusión.

Luego de lo anterior, la junta de accionistas, con el quó-

rum legal requerido, resolvió aprobar la división de Endesa

Chile en dos sociedades (la “División”), surgiendo de esta

División la nueva sociedad anónima abierta Endesa Amé-

ricas S.A. (“Endesa Américas”), regida por el Título XII del

D.L. 3500, a la que se le asignaron las participaciones so-

cietarias y otros activos y pasivos asociados de Endesa

Chile fuera de Chile, e incorporándose en ella la totalidad

de los accionistas de Endesa Chile en la misma propor-

ción que les corresponde en el capital de Endesa Chile

por un número de acciones igual al que tenían en la socie-

dad dividida (relación 1 a 1); permaneciendo en la socie-

dad dividida Endesa Chile la totalidad del respectivo nego-

cio que actualmente desarrolla en Chile, incluyendo la

parte del patrimonio conformada por los activos, pasivos

y autorizaciones administrativas en Chile no asignados

expresamente a Endesa Américas en la División.

La División se encuentra sujeta a las condiciones suspen-

sivas consistentes en que las actas de las juntas extraor-

dinarias de accionistas en que se aprueben las divisiones

de Enersis y Chilectra hayan sido debidamente reducidas


5) Hemos comunicado al CDEC–SIC la desconexión indefi-

nida de las líneas de 220 kV y 154 kV, informada a Endesa

por Transelec, debido a la disposición judicial indicada, por

lo que las unidades Bocamina I y II, se encuentran impo-

sibilitadas de aportar su energía al sistema.

La operación del complejo termoeléctrico Bocamina se

encuentra debidamente autorizado por la autoridad com-

petente, con su licencia ambiental y los respectivos per-

misos sectoriales y constituye un activo importante para

el Sistema Interconectado Central, toda vez que suple los

menores recursos hídricos y estabiliza los precios en el

mercado spot.

Los efectos financieros que traerá aparejada el corte de la

transmisión de energía eléctrica de la Central Térmica Bo-

camina dependerán del tiempo en que se prolongue di-

cho corte y la magnitud de estos están siendo evaluados

actualmente por la compañía.

PEHUENCHE

Proposición Dividendo Definitivo

Con fecha 4 de marzo de 2015, la Sociedad informó que el

Directorio en su sesión celebrada el día 27 de febrero, acor-

dó de conformidad con la actual Política de Dividendos, pro-

poner a la Junta Ordinaria de Accionistas, a celebrarse den-

tro del primer cuatrimestre del presente año, el pago del

saldo del dividendo definitivo, por un monto de $67,720076

por acción.

Con esta proposición se estaría distribuyendo el 100% de la

utilidad líquida del ejercicio terminado al 31 de diciembre de

2014, con lo cual se da pleno cumplimiento a la Política de

Dividendos informada por el Directorio a la Junta Ordinaria

de Accionistas celebrada con fecha 11 de abril de 2014.

Dividendo Definitivo

Con fecha 14 de abril de 2015, la Sociedad informó, que la

Junta Ordinaria de Accionistas de la Compañía celebrada

con fecha 13 de abril de 2015, aprobó el reparto del saldo de

dividendo definitivo, por un monto de $67,720076 por ac-

ción, con cargo a la utilidad del ejercicio finalizado el 31 de

diciembre de 2014. Dicho saldo de dividendo se pagó a partir

del día 29 de abril a los accionistas de la Compañía inscritos

en el Registro de Accionistas el quinto día hábil anterior a la

fecha establecida para el pago.

Consultores Limitada; y como Inspectores de Cuentas

para Endesa Américas a los señores Rolf Heller Ihle y Ma-

nuel Oneto Faure, como titulares, y a la señora Marcela

Araya Nogara y señor Ignacio Rodriguez Llona, como su-

plentes.

Finalmente, se acordó que Endesa Chile continuará, y

Endesa Américas quedará, sujeta a la Resolución N° 667

de la Honorable Comisión Resolutiva, de fecha 30 de oc-

tubre de 2002.

> Con fecha 31 de diciembre de 2015, de acuerdo con lo





esencial:

1) Desde el día 17.12.15, un grupo de tres personas reali-

zan la ocupación ilegal de la primera torre de alta ten-

sión que soporta los circuitos de 154 kV y 220 kV, de

propiedad de Transelec S.A. que sirve a la central Bo-

camina propiedad de esta sociedad.

2) Las personas arriba de la torre no solo ponen en riesgo

su vida, sino que además afectan al sistema eléctrico

en general, toda vez que por dicha situación, Transelec

S.A. ha procedido, en diversas oportunidades y por

distintos periodos de tiempo, a abrir (desconexión) los

circuitos indicados, impidiendo de esta forma evacuar

la energía de las centrales Bocamina 1 y 2.

3) La Ilma. Corte de Apelaciones de Concepción, en el

recurso de protección Rol N° 10162-2015, con fecha

30.12.15, comunicó y ordenó a Transelec S.A. “…

proceda a la brevedad a cortar la transmisión de

energía eléctrica de la torre en que se encuentran

las personas a que se refiere el recurso…”, lo cual

impide el transporte de la energía que produce el

Complejo Termoeléctrico de Bocamina al Sistema

Interconectado Central, mediante el uso las líneas

220 kV Bocamina-Lagunillas y 154 kV Bocamina-La-

gunillas;

4) Endesa Chile ha adoptado las medidas legales que

considera adecuadas en defensa de sus intereses.

Pese a tales acciones legales, no ha sido posible obte-

ner el amparo legal necesario para el desalojo de tales

personas desde la Torre en cuestión.


Se hace presente que conforme a los análisis realizados por

la sociedad, se ha concluido que la reducción que se propo-

ne hasta por US$35 millones no producirá efectos negativos

en su operación y que desde el punto de vista tributario, di-

cha reducción se trataría fiscalmente como una distribución

de utilidades tributarias, debido a que la Ley de la Renta obli-

ga a que, ante una disminución de capital, se distribuyan las

utilidades tributarias acumuladas (FUT) que puedan existir a

la fecha de la disminución.

Junta Extraordinaria de Accionistas

En Junta Extraordinaria de Accionistas, celebrada el día 10

de noviembre de 2015, se aprobó por unanimidad la dismi-

nución del actual capital estatutario de $200.319.020.733,

sin variar la cantidad de acciones en que se encuentra divi-

dido, en la suma de $24.544.100.000, correspondiendo,

como consecuencia de lo anterior, un reparto de capital de

$40,063781 por acción, la que tendrá lugar en el primer

trimestre de 2016, después de cumplidas las respectivas

formalidades legales. Asimismo, dicha Junta aprobó por

unanimidad la modificación del artículo 5° permanente de

los estatutos sociales; y la incorporación de un artículo

transitorio a ellos, a fin de reflejar en ambas disposiciones

estatutarias la referida disminución de capital.

Tercer Dividendo Provisorio y Reparto de Capital

El Directorio de la Compañía, en su sesión celebrada el día

22 de diciembre de 2015, aprobó el reparto de un tercer divi-

dendo provisorio correspondiente al ejercicio 2015, por un

monto de $47,84 por acción. Dicho dividendo, se pagó el día

22 de enero de 2016 a los accionistas inscritos en el Registro

de Accionistas a la medianoche del quinto día hábil anterior

a la fecha señalada.

En Junta Extraordinaria de Accionistas de Empresa Eléctrica

Pehuenche S.A., celebrada el día 10 de noviembre de 2015,

se aprobó la disminución del capital de la Compañía y por

consiguientemente un reparto de capital de un monto de

$40,063781 por acción. Dicho reparto se pagó a partir del día

22 de enero de 2016 a los accionistas inscritos en el Registro

de Accionistas a la medianoche del quinto día hábil anterior

a la fecha señalada.

La publicación de los avisos correspondientes de efectuó el

día 8 de enero de 2016 en el diario El Mercurio de Santiago.

La publicación del aviso se efectuó el 16 de abril en el diario

El Mercurio de Santiago.

Renuncia Gerente General

En sesión Ordinaria de Directorio de Empresa Eléctrica Pe-

huenche S.A., celebrada el día 25 de junio de 2015, se acep-

tó la renuncia del gerente general de la empresa, el señor

Lucio Castro Márquez, designándose en su reemplazo al

señor Carlo Carvallo Artigas.

Primer Dividendo Provisorio

Con fecha 25 de junio, se reunió el Directorio de Pehuenche

y aprobó el reparto de un primer dividendo provisorio, co-

rrespondiente al ejercicio 2015, por un monto de $34,88 por

acción. Dicho dividendo, se pagó el día 24 de julio de 2015 a

los accionistas inscritos en el Registro de Accionistas a la

medianoche del quinto día hábil anterior a la fecha señalada.

La publicación del aviso correspondiente se efectuó el día 10

de julio en el diario El Mercurio de Santiago.

Segundo Dividendo Provisorio

Con fecha 30 de septiembre, se reunió el Directorio de Pehuen-

che y aprobó el reparto de un segundo dividendo provisorio,

correspondiente al ejercicio 2015, por un monto de $39,85 por

acción. Dicho dividendo, se pagó el día 30 de octubre de 2015

a los accionistas inscritos en el Registro de Accionistas a la

medianoche del quinto día hábil anterior a la fecha señalada.

La publicación del aviso correspondiente se efectuó el día 16

de octubre en el diario El Mercurio de Santiago.

Citación a Junta Extraordinaria de Accionistas

El Directorio de la Compañía, en su sesión celebrada el día

30 de septiembre del año en curso, acordó citar a Junta Ex-

traordinaria de Accionistas a celebrarse el día 10 de noviem-

bre de 2015, a las 11:00 horas, en el Salón Auditórium del

Edificio Endesa, ubicado en calle Santa Rosa N° 76, entrepi-

so, comuna y ciudad de Santiago, para conocer y pronunciar-

se sobre la disminución del actual capital de la sociedad has-

ta por la suma de US$35 millones, en su equivalente en

pesos moneda nacional de curso legal, según el valor del

dólar observado el día de celebración de la Junta.

Identificación de las Compañías Filiales y Coligadas


AMPLA ENERGÍA

Razón socialAmpla Energia e Serviços S.A.

Tipo de sociedadSociedad Anónima Abierta

DirecciónPraça Leoni Ramos, N° 01, São Domin-gos, Niteroi, Río de Janeiro, Brasil

Teléfono(55 21) 2613 7000

Capital suscrito y pagado (M$)232.659.757

Objeto socialEstudiar, planear, proyectar, construir y explorar los sistemas de producción, transmisión, transformación, distribu-ción y comercio de energía eléctrica, así como prestar servicios correlatos que hayan sido o que puedan ser con-cedidos; realizar investigaciones en el sector energético; participar de otras sociedades del sector energético como accionista, incluso en el ámbito de programas de privatización en Bra-sil.

Actividades que desarrollaDistribución de energía eléctrica.

DirectorioMario Fernando de Melo Santos (Presi-dente)Antonio Basilio Pires e Albuquerque (Vicepresidente)Nelson Ribas ViscontiLuciano Galasso SamariaRamón Francisco Castañeda PonceJosé Távora BatistaJosé Alves de Mello FrancoOtacilo de Souza JuniorPrincipales ejecutivosMarcelo Llévenes RebolledoDirector PresidenteJosé Alves de Mello FrancoBruno GolebiovskyCarlos Ewandro Naegele MoreiraClaudio Manuel Rivera MoyaDéborah Meirelles Rosa BrasilTeobaldo Jose Cavalcante LealJanaina Savino Vilella CarroClaudio César Weyne da Cunha

Relaciones comerciales con EndesaChile La sociedad no tiene relaciones comerciales con Endesa Chile

AYSÉN ENERGÍA

Razón SocialAysén Energía S.A.

Tipo de SociedadSociedad anónima cerrada.

Rut76.091.595-5

DirecciónMiraflores 383, oficina 1302, Santiago, Chile.

Objeto SocialCumplir lo ordenado por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia en resuelvo primero de la Resolución N° 30 de 26 mayo 2009; dar cumplimiento al compromiso asumido por HidroAy-sén S.A. con la comunidad de la XI Re-gión de Aysén, en el marco del desa-rrollo Proyecto Hidroeléctrico Aysén, para proveer a esa región de una oferta de energía eléctrica de menor costo que la actual, a través del desarrollo, financiamiento, propiedad y explota-ción de proyectos de generación y de transmisión de energía eléctrica en di-cha región. Para el cumplimiento de lo anterior, la sociedad podrá desarrollar, entre otras, las siguientes actividades: a) la producción de energía eléctrica mediante cualquier medio de genera-ción, su suministro y comercialización, b) el transporte de energía eléctrica, c) la prestación de servicios relacionados con su Objeto Social, d) solicitar, obte-ner o adquirir y gozar las concesiones, derechos y permisos que se requieran.

Actividades que desarrollaGeneración y transmisión energía eléc-trica (proyecto).Capital suscrito y pagado (M$)4.900

Directores TitularesCarlo Carvallo Artigas Ignacio Quiñones SotomayorJuan Eduardo Vasquez MoyaLuis Felipe Gazitúa AchondoBernardo Larraín Matte Ramiro Alfonsín Balza

Directores SuplentesClaudio Helfmann SotoEduardo Lauer RodríguezBernardo Canales FuenzalidaSebastián Moraga ZúñigaRodrigo Pérez StiepovicRodrigo Paredes BarríaPrincipales ejecutivosCamilo Charme AckermanGerente General

Relaciones Comerciales con Endesa

ChileLa empresa no tiene relaciones comer-ciales con Endesa Chile.

AYSÉN TRANSMISIÓN

Razón SocialAysén Transmisión S.A.

Tipo de Sociedad Sociedad anónima cerrada inscrita en el Registro de Valores de la SVS.

Rut76.041.891-9

DirecciónMiraflores 383, oficina 1302, Santiago, Chile.

Objeto SocialDesarrollar, y alternativa o adicional-mente administrar, los sistemas de transmisión eléctrica que requiera el proyecto de generación hidroeléctrica que HidroAysén planifica construir en la Región de Aysén. Para el cumpli-miento de su objeto, forman parte de su giro las siguientes actividades: a) el diseño, desarrollo, construcción, ope-ración, propiedad, mantenimiento y explotación de sistemas de transmi-sión eléctrica, b) el transporte de ener-gía eléctrica, y c) la prestación de servi-cios relacionados con su Objeto Social.

Actividades que desarrollaTransmisión eléctrica.Capital suscrito y pagado (M$)22.368

Directores TitularesCarlo Carvallo Artigas Ignacio Quiñones SotomayorJuan Eduardo Vasquez MoyaLuis Felipe Gazitúa Achondo

Identificación de las Compañías Filiales y Coligadas 219

Bernardo Larraín Matte Ramiro Alfonsín Balza

Directores SuplentesClaudio Helfmann SotoEduardo Lauer RodríguezBernardo Canales FuenzalidaSebastián Moraga ZúñigaRodrigo Pérez StiepovicRodrigo Paredes BarríaPrincipales ejecutivosCamilo Charme AckermanGerente General


ChileLa empresa no tiene Relaciones Co-merciales con Endesa Chile.

CELTA

Razón SocialCompañía Eléctrica Tarapacá S.A.


Rut96.770.940-9

DirecciónSanta Rosa 76, Santiago, Chile.

Objeto SocialExplotar la producción, transporte, dis-tribución y suministro de energía eléc-trica, tanto nacional como internacio-nal, pudiendo para tales efectos obtener, adquirir y gozar las concesio-nes y mercedes respectivas. Además tendrá por objeto la compra y venta de gas natural, gas licuado natural y petró-leo diesel; promover y desarrollar pro-yectos de energía renovable, identificar y desarrollar Mecanismos de Desarro-llo Limpio (MDL) y actuar como deposi-taria y comercializadora de los Certifi-cados de Reducción de Emisiones que se obtengan de dichos proyectos. Ade-más la sociedad realizará o participará en toda clase de inversiones, en espe-cial, relacionadas con el negocio eléc-trico, especialmente, podrá efectuar, mantener y administrar las inversiones en proyectos energéticos vinculados a las sociedades Gasoducto Atacama Compañía Limitada, Gasoducto Cuen-canoroeste Limitada y Nor Oeste Pací-

fico Generación de Energía Limitada; así como en Administradora Proyecto Atacama S.A. o en sus sucesoras lega-les. Igualmente el objeto de la socie-dad abarcará el arriendo, la adquisición, venta, administración y explotación por cuenta propia o ajena, de toda clase de bienes muebles, inmuebles, valores mobiliarios, y demás efectos de co-mercio, efectuar estudios y asesorías, prestar toda clase de servicios, inclu-yendo servicios de ingeniería, de ins-pección de obras, de inspección y re-cepción de materiales y equipos, de laboratorio, de peritaje, de gestión de empresas en sus diversos campos, de asesoría ambiental, incluyendo la reali-zación de estudios de impacto ambien-tal, en general de servicios de consul-toría en toda sus especialidades. Asimismo, tendrá por objeto la capta-ción, extracción, tratamiento, desanili-zación, transporte, distribución, comer-cialización, entrega y suministro de agua de mar en todas sus formas, ya sea en estado natural, potable, desani-lizada o con cualquier otro tratamiento, sea por cuenta propia o ajena.

Actividades que desarrollaGeneración de energía eléctrica.Capital suscrito y pagado (M$)331.770.543

DirectorioRodrigo Paredes BarríaPedro de la Sotta SánchezHumberto Espejo Paluz (Gerente de Trading y Comercialización Endesa Chi-le)

Principales ejecutivosValter MoroGerente General


ChileCelta tiene suscrito con Endesa Chile un contrato de operación, mantenimiento, administración y comercialización.

CENTRAL VUELTA OBLIGADO

Razón socialCentral Vuelta Obligado S.A.

Tipo de sociedadSociedad Anónima Cerrada

Dirección Av. Thomas Edison 2701, Ciudad Autó-noma de Buenos Aires, Argentina

Teléfono(5411) 5533-0200

Capital suscrito y pagado (M$)27.407

Objeto socialProducción de energía eléctrica y su comercialización en bloque, y particu-larmente, la gestión de compra del equipamiento, la construcción, la ope-ración y el mantenimiento de una cen-tral térmica denominada Vuelta de Obligado en cumplimiento del “Acuer-do para la Gestión y Operación de Pro-yectos, Aumento de la Disponibilidad de Generación Térmica y Adaptación de la Remuneración de la Generación 2008-2011” suscripto el 25 de noviem-bre de 2010 entre el Estado Nacional y las empresas generadoras firmantes.

Actividades que desarrollaConstrucción de una central termoeléc-trica denominada Central Vuelta de Obligado.

DirectoresJosé María Vasquez (Presidente)Claudio Majul (Vicepresidente)Fernando Claudio AntognazzaRoberto Fagan

Gerente GeneralLeonardo Katz

CHINANGO

Razón socialChinango S.A.C.


Dirección Avda. Víctor Andrés Belaúnde 147, Edi-ficio Real 4, piso 7, San Isidro, Lima, PerúCapital suscrito y pagado (M$)55.515.483

Objeto socialGeneración, comercialización y trans-misión de energía eléctrica, pudiendo realizar todos los actos y celebrar to-


dos los contratos que la ley peruana permita a tales efectos.

Actividades que desarrollaGeneración de energía eléctrica.Gerente GeneralEdegel S.A.A. representado por Julián Cabello Yong



CHOCÓN

Razón socialHidroeléctrica El Chocón S.A.

Tipo de sociedadSociedad Anónima

DirecciónAvda. España 3301, Buenos Aires, Ar-gentinaCapital suscrito y pagado (M$) 16.366.313

Objeto socialProducción de energía eléctrica y su comercialización en bloque.

Actividades que desarrollaGeneración de energía eléctrica

Directores

Maurizio Bezzeccheri (Presidente) Gaetano Salierno (Vicepresidente) Daniel Martini Fernando Antognazza Ramiro Diego Alfonsín Balza Alex Daniel Horacio Valdez Juan Carlos Nayar Alberto Eduardo Mousist

Gerente General

Nestor Srebernic



COELCE

Razón socialCompanhia Energética do Ceará


Dirección Rua Padre Valdevino, 150 - Centro, For-taleza, Ceará, Brasil

Teléfono(55 85) 3453-4082


Objeto socialLa producción, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, ejecución de servicios correlacionados que les sean concedidos o autorizados y el desarrollo de actividades asociadas a los servicios, bien como la celebración de actos de comercio relativos a esas actividades. Asimismo, podrá llevar a cabo la realización de estudios, planea-mientos, proyectos, construcción y operación de sistemas de producción, transformación, transporte y almacena-miento, distribución y comercio de energía de cualquier origen o naturale-za, en la forma de concesión, autoriza-ción y permisos que les fueron otorga-dos con jurisdicción en el área territorial del Estado de Caerá, y otras áreas defi-nidas por el Poder Concedente. Tam-bién podrá realizar estudios, proyectos y ejecución de planos y programas de in-vestigación y desarrollo de nuevas fuen-tes de energía, en especial las renova-bles y el estudio, la elaboración y ejecución, en el sector de energía, de planos y programas de desarrollo eco-nómico y social en regiones de interés de la comunidad y de la compañía.

Actividad que desarrollaDistribución y venta de energía eléctri-ca en el Estado de Ceará, Brasil

Directorio Mario Fernando de Melo Santos (Presi-dente)Marcelo Llévenes Rebolledo (Vicepre-sidente)Gonzalo Vial VialJosé Alves de Mello FrancoJorge Parente Frota JúniorClaudio Manuel Rivera MoyaFrancisco Honório Pinheiro AlvesJosé Távora Batista

Fernando Augusto Macedo de Melo Luis Fermin Larumbe AragonJoao Francisco Landim Tavares

Directores suplentesAntonio Basilio Pires de Carvalho e Al-buquerqueLuciano Alberto Galasso Samaria Teobaldo José Cavalcante Leal José Caminha Alencar Aripe JúniorCarlos Ewandro Naegele MoreiraBruno GolebioviskiJosé Nunes de Almeida NetoVládia Viana RegisNelson Ribas ViscontiRobson Figueiredo de OliveiraVacante

Principales ejecutivosAbel Alves RochinhaGerente PresidenteTeobaldo José Cavalcante LealJosé Nunes de Almeida Neto Carlos Ewandro Naegele MoreiraJosé Távora BatistaOlga Jovanna Carranza SalazarJosé Alves de Mello FrancoCristine de Magalhães MarcondesNelson Ribas ViscontiClaudio César Weyne da Cunha



CTM

Razón socialCompañía de Transmisión del Merco-sur S.A.

Tipo de sociedadSociedad Anónima constituida en la ciudad de Buenos Aires, República de Argentina

DirecciónBartolomé Mitre 797, piso 11, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, ArgentinaCapital suscrito y pagado (M$)5.481

Objeto socialPrestar servicios de transporte de energía eléctrica en alta tensión, tanto en el caso de vinculación de sistemas eléctricos nacionales como internacio-


nales, de acuerdo a la legislación vi-gente, a cuyo fin podrá participar en li-citaciones nacionales o internacionales, convertirse en concesionaria de los servicios públicos de transporte de energía eléctrica en alta tensión nacio-nal o internacional y realizar todas aquellas actividades que resulten ne-cesarias para el cumplimiento de sus fines.

Actividades que desarrollaTransmisión de energía eléctrica por interconexión internacional.

DirectoresMaurizio Bezzecheri (Presidente)Juan Carlos Blanco (Vicepresidente)Fernando Boggini

Gerente GeneralSandro Ariel Rollan



DISTRILEC INVERSORA

Razón socialDistrilec Inversora S.A.


DirecciónSan José 140, Buenos Aires, Argentina

Teléfono(54 11) 4370 3700


Objeto socialObjeto exclusivo de inversión de capita-les en sociedades constituidas o a cons-tituirse que tengan por actividad princi-pal la distribución de energía eléctrica o que directa o indirectamente participen en sociedades con dicha actividad prin-cipal mediante la realización de toda cla-se de actividades financieras y de inver-sión, salvo a las previstas en leyes de entidades financieras, la compra y ven-ta de títulos públicos y privados, bonos, acciones, obligaciones negociables y otorgamiento de préstamos, y la colo-

cación de sus fondos en depósitos ban-carios de cualquier tipo.

Actividades que desarrollaSociedad de inversiones.

Directores titularesJosé María Hidalgo Martín Mateos (Presidente)María Inés JustoJuan Carlos BlancoRafael Fauquié BernalGonzalo Alejandro Pérez MooreJuan Carlos BledelJosé María VásquezFernando BonnetEdgardo LicenVacante

Directores suplentesFernando AntognazzaRodrigo QuesadaRoberto FaganMariana MarineGonzalo Vial VialHéctor Sergio FalzoneJosé María SaldungarayOsvaldo Alejandro PolliceLeonardo MarinaroJusto Pedro SaenzPrincipales ejecutivosAntonio JerezGerente General



EDEGEL

Razón socialEdegel S.A.A.


Dirección Avda. Víctor Andrés Belaúnde 147, Edi-ficio Real 4, piso 7, San Isidro, Lima, Perú

Capital suscrito y pagado (M$) 529.213.705

Objeto socialEn general, actividades propias de la generación de energía eléctrica. Podrá efectuar asimismo, los actos y opera-

ciones civiles, industriales, comercia-les y de cualquier otra índole que sean relacionados o conducentes a su obje-to social principal.

Actividades que desarrollaGeneración de energía eléctrica.

DirectoresCarlos Temboury Molina (Presidente) Francisco José Pérez Thoden Van Vel-zen (Vicepresidente) Rocío Pachas Soto Rigoberto Novoa Velásquez Paolo Giovanni Pescarmona Juan Francisco García Calderón

Gerente GeneralFrancisco José Pérez Thoden Van Velzen



ELECTROGAS

Razón SocialElectrogas S.A.


Rut96.806.130-5

DirecciónAlonso de Córdova 5900, Oficina 401, comuna de Las Condes, Santiago, Chile.

Objeto SocialPrestar servicios de transporte de gas natural y otros combustibles, por cuen-ta propia y ajena, para lo cual podrá construir, operar y mantener gasoduc-tos, oleoductos, poliductos e instala-ciones complementarias.

Actividad que desarrollaTransporte de gas


Directores TitularesJuan Eduardo Vásquez MoyaEduardo Lauer RodríguezMarco Arróspide Rivera Humberto Espejo PaluzRamiro Alfonsín Balza


Directores SuplentesPatricio Pérez CotaposRicardo santibañez ZamoranoLuis Le Fort PizarroJuan Oliva VásquezRafael ZamoranoAlan Fischer HillGerente General


Chile.Electrogas mantiene vigente contrato por transporte firme de gas natural de naturaleza firme con Endesa Chile.Asimismo, Electrogas mantiene vigente un contrato de transporte de diesel con Endesa Chile y un contrato para la opera-ción y mantenimiento de un oleoducto para el suministro de petróleo diesel a la Central Termoeléctrica Quintero. Ade-más, Electrogas mantiene vigente un contrato por transporte firme de gas na-tural y otro de transporte de diesel con Compañía Eléctrica Tarapacá S.A., como sucesora y continuadora legal de Com-pañía Eléctrica San Isidro S.A.

EMGESA

Razón socialEmgesa S.A. E.S.P.NIT:860.063.875-8

Tipo de sociedadSociedad Anónima, de carácter priva-do, Empresa de Servicios Públicos.

Dirección Carrera 11 N°82-76, piso 4, Santa Fe de Bogotá, D.C. Colombia


Objeto socialLa empresa tiene por objeto principal la generación y comercialización de energía eléctrica y la comercialización de gas combustible, así como la ejecu-ción de todas las actividades afines, conexas, complementarias y relaciona-das con su objeto principal.

Actividades que desarrollaGeneración y comercialización de ener-gía eléctrica y de gas combustible.

DirectoresJosé Antonio Vargas Lleras (Presidente)Bruno Riga Lucio Rubio DíazAstrid Álvarez HernándezJosé Alejandro Herrera LozanoMaría Consuelo AraujoLuisa Fernanda Lafaurie

Ejecutivos principalesAndres Caldas RicoBruno RigaFernando Javier Gutiérrez MedinaAurelio Ricardo Bustilho de OliveiraRobert Camilo Torres VejaMaría Celina Restrepo SantamaríaRafael Carbonell BlancoDiana Marcela Jiménez RodríguezRaffaele CutrignelliGiorgio De ChampdoréAna Patricia Delgado MezaAna Lucia Moreno MorenoJuan Manuel Pardo Gómez Leonardo López Vergara Carlos Eduardo Ruiz Diaz

Gerente GeneralBruno Riga



EMGESA PANAMÁ, S.A.

Razón SocialEmgesa Panamá, S.A.

Tipo de SociedadSociedad anónima que no cotiza en bolsa ni es emisora de valores.

DirecciónCiudad de Panamá, Panamá

Objeto socialCompra, venta, importación y exporta-ción de electricidad. Adicionalmente, la sociedad podrá dedicarse a la industria y al comercio en general, pudiendo ce-lebrar todas las transacciones, opera-ciones, negocios, actos y actividades permitidas por las leyes panameñas a las sociedades anónimas aunque no estén expresamente mencionadas en este PACTO SOCIAL.

Actividades que desarrollaCompra, venta, importación y exporta-ción de electricidad.

Capital suscrito y pagado (M$)17.034.

Directores Fernando Gutiérrez Medina (Presidente)Juan Manuel Pardo Gómez Leonardo López VergaraAndrés Caldas Rico

Ejecutivos principalesFernando Gutiérrez MedinaJuan Manuel Pardo GómezLeonardo López VergaraAndrés Caldas RicoElizabeth Laverde Enciso



EN - BRASIL COMÉRCIO E SERVIÇOS S.A.

Razón socialEn- Brasil Comércio e Serviços S.A.

Tipo de sociedadSociedad Anónima Cerrada constituida de acuerdo a las leyes de la República Federativa de Brasil.

Dirección Praça Leoni Ramos nº 01 – parte, São Domingos, Niterói, Rio de Janeiro, Brasil.

Teléfono(55 21) 2613 7000


Objeto socialLa sociedad tiene como objeto partici-par del capital social de otras socieda-des, en Brasil o en el exterior, el co-mercio en general, incluso importación y exportación, al por menor y al por mayor, de diversos productos, y la prestación de servicios en general para el sector de energía eléctrica y otros.Actividades que desarrollaPrestación de servicios en general para el sector de energía eléctrica y otros.


Principales EjecutivosAlbino Motta da CruzGerente GeneralRafael de Bessa Sales



ENDESA ARGENTINA

Razón socialEndesa Argentina S.A.


DirecciónSuipacha 268, piso 12, Buenos Aires, Argentina

Teléfono(5411) 4307 3040

Objeto socialRealizar inversiones en empresas des-tinadas a la producción, transporte y distribución de energía eléctrica y su comercialización, así como realizar acti-vidades financieras, con excepción de aquellas reservadas por la ley exclusi-vamente a los bancos.



DirectoresMaurizio Bezzeccheri (Presidente)Gaetano Salierno (Vicepresidente)María Inés Justo



CENTRAIS ELÉTRICAS CACHOEIRA DOURADA S.A.

Razón socialCentrais Elétricas Cachoeira Dourada S.A.

Tipo de sociedadSociedad Anónima de capital cerrado

DirecciónRodovia GO 206, Km 0, Cachoeira Dou-rada Goiania, Goiás, Brasil

Teléfono(55 62) 3434 9000


Objeto socialLa sociedad tiene como objeto social la realización de estudios, planeamiento, construcción, instalación, operación y explotación de centrales generadoras de energía eléctrica y el comercio rela-cionado con estas actividades. Asimis-mo, la sociedad puede promover o par-ticipar de otras sociedades constituidas para producir energía eléctrica, dentro o fuera del Estado de Goiás.


DirectorioMarcelo Llévenes RebolledoJulia Freitas de Alcantara NunesPaulo Valle Fróes da Cruz Junior

Principales ejecutivosMichele Siciliano (gerente general)Paulo Valle Fróes Da Cruz JuniorMatteo de ZanLuis Fermin Larumbe AragonNelson Ribas ViscontiJanaina Savino Vilella CarroCarlos Ewandro Naegele MoreiraAna Cláudia Goncalves RebelloJosé Nunes de Almeida NetoJosé Alves de Mello FrancoMargot Frota Cohn PiresMichele Siciliano



CEMSA

Razón socialComercializadora de Energía S.A.


DirecciónSan José 140, piso 6. CABA

Buenos Aires, Argentina

Teléfono(5411) 4124-1600


Objeto socialLa compra y venta mayorista de potencia y energía eléctrica producida por terceros y/o a consumir por terceros, incluyendo la importación y exportación de potencia y energía eléctrica y la comercialización de regalías, así como la prestación y/o reali-zación de servicios relacionados, tanto en el país como en el extranjero de servicios informáticos y/o de control de la opera-ción y/o de telecomunicaciones. Asimis-mo podrá efectuar transacciones de com-praventa o compra y venta de gas natural, y/o de su transporte, incluyendo la impor-tación y/o exportación de gas natural y/o la comercialización de regalías, así como la prestación y/o realización de servicios relacionados. Efectuar actividades comer-ciales y transacciones de compraventa o compra y venta de combustibles líquidos y petróleo crudo, y/o lubricantes y/o de transporte de dichos elementos, incluyen-do la importación y/o exportación de com-bustibles líquidos y la comercialización de regalías, así como la prestación y/o reali-zación de servicios relacionados.

Actividades que desarrollaComercializadora de energía eléctrica, gas y derivados.Servicios informáticos y/o de control de la operación y/o de telecomunica-ciones.

DirectoresMaurizio BezzeccheriGaetano Salierno

Gerente GeneralFernando Antognazza

Relaciones comerciales con Endesa

Chile

La sociedad mantiene un acuerdo con

Endesa Chile para proveer un informe

operativo diario de gas de Argentina

por un precio mensual de US$ 1.500.


CIEN

Razón socialCIEN - Compañía de Interconexión Energética


DirecciónPraça Leoni Ramos, N° 1, piso 6, Bloco 2, São Domingos, Niterói, Río de Janei-ro, Brasil

Teléfono(55 21) 3607 9500


Objeto socialLa actuación en producción, industriali-zación, distribución y comercialización de energía eléctrica, inclusive en las actividades de importación y exporta-ción. Para la realización de su objeto, la compañía promoverá el estudio, planifi-cación y construcción de las instalacio-nes relativas a los sistemas de produc-ción, trasmisión, conversión y distribución de energía eléctrica, reali-zando y captando las inversiones nece-sarias para el desarrollo de las obras que venga a realizar y prestando servi-cios. Asimismo, podrá la compañía pro-mover la implementación de proyectos asociados, bien como la realización de actividades inherentes, accesoria o complementaria a los servicios y traba-jos que viniere a prestar. Para la conse-cución de sus fines, la compañía podrá participar en otras sociedades.Actividades que desarrollaTransporte de energía eléctrica.

DirectoresMarcelo Llévenes Rebolledo (Presidente)Cristine de Magalhães Marcondes (Vicepresidente)Claudio Manuel Rivera Moya

Principales ejecutivosClaudio Manuel Rivera MoyaLuis Fermin Larumbe AragonAndre Oswaldo dos SantosJosé Alves de Mello FrancoDéborah Meirelles Rosa BrasilCarlos Ewandro Naegele MoreiraJosé Nunes de Almeida Neto

Janaina Savino Vilella CarroMargot Frota Cohn Pires

Gerente GeneralAbel Alves Rochinha



COSTANERA

Razón socialEndesa Costanera S.A.


DirecciónAvda. España 3301, Buenos Aires, Ar-gentina

Teléfono(5411) 4307 3040


Objeto socialEl objeto de la sociedad es la produc-ción de energía eléctrica y su comer-cialización en bloque.


Directores TitularesMaurizio Bezzeccheri (Presidente) Gaetano Salierno (Vicepresidente)Daniel Martini Ramiro Alfonsín Balza María Inés Justo César Fernando Amuchástegui Matías Brea

Gerente GeneralRoberto José Fagan

Relaciones comerciales con Endesa

Chile

Endesa Chile tiene un crédito de 3,7

millones de dólares con la sociedad

FORTALEZA

Razón socialCentral Geradora Termeléctrica Fortaleza S.A.

Tipo de sociedadSociedad Anónima de Capital Cerrado

DirecciónRodovia 422, Km 1 s/n, Complexo In-dustrial e Portuário de Pecém Caucaia – Ceará, Brasil

Teléfono(55 85) 3464-4100


Objeto socialEstudiar, proyectar, construir y explorar los sistemas de producción, transmi-sión, distribución y comercialización de energía eléctrica que le sean concedi-dos, permitidos o autorizados por cual-quier título de derecho, bien como el ejercicio de otras actividades relaciona-dos a las actividades arriba menciona-das; la adquisición, la obtención y la exploración de cualesquier derecho, concesiones y privilegios relacionados a las actividades arriba referidas, así como la práctica de todos los demás actos y negocios necesarios a la con-secución de su objetivo; y la participa-ción en el capital social de otras com-pañías o sociedades, como accionista, socia o en cuenta de participación, cua-lesquiera que sean sus objetivos.


DirectoresMarcelo Andrés Llévenes RebolledoMarcelo Falcucci Julia Freitas de Alcantara Nunes

Principales ejecutivosMarcelo FalcucciCláudia Maria SuannoLuis Fermin Larumbe AragonClaudio César Weyne da CunhaJanaina Savino Vilella CarroRaimundo Câmara FilhoAna Cláudia Goncalves RebelloJosé Nunes de Almeida NetoJosé Alves de Mello FrancoMargot Frota Cohn Pires

Gerente GeneralMichele Siciliano




ENEL BRASIL

Razón socialEnel Brasil S.A.


Dirección Praça Leoni Ramos, N°1, 7° andar, blo-co 2 - Parte, Niterói, Río de Janeiro, Brasil

Teléfono(5521) 3607 9500


Objeto socialLa participación en el capital social de otras compañías y sociedades, en cual-quier segmento del sector eléctrico o del sector del gas, incluyendo sociedades de prestación de servicios a empresas actuantes en tal sector, en Brasil o el ex-terior; la prestación de servicios de trans-misión, distribución, generación o co-mercialización de energía eléctrica y actividades afines, así como la importa-ción, exportación y comercialización de gas natural en cualquier estado físico y la participación, individualmente o por me-dio de joint venture, sociedad, consorcio u otras formas similares de asociación, en licitaciones, proyectos y emprendi-mientos para ejecución de los servicios y actividades mencionadas anteriormente.


DirectorioMario Fernando de Melo Santos (Presidente) Luca D’Agnese (Vicepresidente) Antonio Basilio Pires de Carvalho e Albuquerque Gianluca CaccialupiPaulo Domingues dos Santos

Principales ejecutivos Luis Fermin Larumbe Aragon

Antônio Basilio Pires de Carvalho e Al-buquerque Carlos Ewandro Naegele Moreira José Alves de Mello Franco José Nunes de Almeida Neto Janaina Savino Vilella Carro Flávia da Silva Baraúna Margot Frota Cohn Pires Márcia Massotti de Carvalho Gabriel Maluly Neto Manuel Ricardo Soto Retamal Matteo de Zan Michele SicilianoCristine de Magalhães MarcondesGerente GeneralMarcelo Llévenes Rebolledo

Principales ejecutivosMarcelo Llévenes RebolledoGerente GeneralVacante (Vice Gerente General)Luis Fermín Larumbe AragónAntonio Basilio Pires de Carvalho e Al-buquerqueJosé Alves de Mello FrancoCarlos Ewandro Naegele MoreiraTeobaldo José Cavalcante LealJanaina Savino Vilella CarroManuel Ricardo Soto Retamal



ENEL GREEN POWER MODELO I EÓLICA S.A.

Razón socialEnel Green Power Modelo I Eólica S.A.


DirecciónPraça Leoni Ramos, Nº 1, 5º andar, blo-co 2, Niterói, RJ, Brasil, CEP24.210-205.


Objeto SocialLa generación de energía eléctrica de origen eólica.


AdministraciónNewton Souza de MoraesAndré Bruno Santos Gordon AfonsoMárcio Teixeira Trannin



ENEL GREEN POWER MODELO II EÓLICA S.A.

Razón socialEnel Green Power Modelo II Eólica S.A.

Tipo de SociedadSociedad Anónima Cerrada.

DirecciónPraça Leoni Ramos, Nº 1, 5º andar, blo-co 2, Niterói, RJ, Brasil, CEP: 24.210-205.

Objeto SocialLa generación de energía eléctrica de origen eólica.



AdministraciónNewton Souza de MoraesAndré Bruno Santos Gordon AfonsoMárcio Teixeira Trannin



EÓLICA CANELA

Razón SocialCentral Eólica Canela S.A.

Tipo de SociedadSociedad anónima cerrada

Rut76.003.204-2

DirecciónSanta Rosa 76, Santiago, Chile

Objeto SocialPromover y desarrollar proyectos de energía renovables, principalmente de


energía eólica, identificar y desarrollar proyectos de Mecanismo de Desarro-llo Limpio (MDL) y actuar como deposi-taria y comercializadora de los Certifi-cados de Reducción de Emisiones que se obtengan de dichos proyectos. Asi-mismo, la sociedad tendrá por objeto la generación, transporte, distribución, suministro y comercialización de ener-gía eléctrica, pudiendo para tales efec-tos adquirir y gozar de las concesiones y mercedes respectivas.

Actividades que desarrollaGeneración de energía eléctrica.Capital Suscrito y Pagado (MS)12.284.743

Directores TitularesBernardo Canales Fuenzalida Presidente Carlo Carvallo Artigas Vicepresidente Ramiro Alfonsin Balza Director Titular Claudio Soto Helfmann Director Titular Cristobal García-Huidobro Director Titular Carlos Peña Garay Director Suplente Ariel González Rogget Director Suplente Claudio Betti Pruzo Director Suplente Juan Cristóbal Pavez Recart Director Suplente

Principales ejecutivosCarlo Carvallo ArtigasGerente General


ChileCon fecha 1 de enero de 2010 se firmó un contrato de compraventa con Endesa Chile con el objeto de vender a ésta la totalidad de la producción de energía y potencia firme de su Parque Eólico que sea reconocida por el CDC-SIC. Eólica Canela mantienen una deu-da con Endesa Eco, filial de Endesa Chile, por 176,6 millones de dólares.

EÓLICA FAZENDA NOVA

Razón socialEólica Fazenda Nova o Geraçãoa e Co-mercialização de Energia S.A.


DirecciónRua Felipe Camarão, nº 507, sala 104, Ciudad de Natal, Rio Grande do Norte, Brasil

Teléfono(5521) 3607 9500

Capital suscrito y pagado (M$)329.573.

Objeto socialLa generación, transmisión, distribución y comercialización de energía. Asimis-mo, participación en otras sociedades como socia, accionista, o cuotista e im-portación de máquinas y equipamientos para generación, transmisión, distribu-ción y comercialización de energía eléc-trica a partir de matriz eólica.


AdministraciónMarcelo Llévenes Rebolledo

PresidenteGuilherme Gomes LencastreVacante



GASATACAMA

Razón SocialGasAtacama S.A.


Rut96.830.980-3

DirecciónIsidora Goyenechea 3365, piso 8, Las Condes, Santiago, Chile.

Objeto SocialLa sociedad tendrá por objeto: a) la ad-ministración y dirección de las socieda-des Gasoducto Atacama Chile Limitada, Gasoducto Atacama Argentina Limita-da, GasAtacama Generación Limitada y de las demás sociedades que acuerden los socios; b) la inversión de sus recur-sos, por cuenta propia o ajena, en toda

clase de bienes muebles o inmuebles, corporales o incorporales, valores, ac-ciones y efectos de comercio.



Directores TitularesRamiro Alfonsín BalzaClaudio Helfmann SotoPablo Arnés PoggiHumberto Espejo

Directores SuplentesRodrigo Paredes BarríaBernardo Canales FuenzalidaCarlo Carvallo ArtigasPrincipales ejecutivosValter MoroGerente General



GASATACAMA CHILE

Razón SocialGasAtacama Chile S.A.


Rut78.932.860-9


Objeto SocialLa sociedad tiene por objeto: a) explo-tar la generación, transmisión, compra, distribución y venta de energía eléctri-ca o de cualquier otra naturaleza; b) la compra, extracción, explotación, pro-cesamiento, distribución, comercializa-ción y venta de combustibles sólidos, líquidos y gaseosos; c) la venta y pres-tación de servicios de ingeniería; d) la obtención, compra, transferencia, arrendamiento, gravamen y explota-ción, en cualquier forma, de las conce-siones a que se refiere la Ley General de Servicios Eléctricos, de concesio-


nes marítimas y de derechos de apro-vechamiento de aguas de cualquier naturaleza; e) el transporte de gas na-tural, por sus propios medios o en con-junto con terceras personas dentro del territorio chileno o en otros países, in-cluyendo la construcción, emplaza-miento y explotación de gasoductos y demás actividades relacionadas direc-ta o indirectamente con ello; f) la cap-tación, extracción, tratamiento, desali-nización, transporte, distribución, comercialización, entrega y suministro de agua de mar, en todas sus formas, ya sea en su estado natural, potable, desalinizada o con cualquier otro trata-miento, sea por cuenta propia o ajena; g) invertir en toda clase de bienes cor-porales o incorporales, muebles o in-muebles ;h) la organización y constitu-ción de toda clase de sociedades, cuyos objetos estén relacionados o vinculados con la energía en cualquiera de sus formas o que tengan como in-sumo principal la energía eléctrica, o bien que correspondan a cualquiera de las actividades señaladas anteriormen-te. Para el cumplimiento del objeto so-cial, la sociedad podrá ejecutar todos los actos y celebrar todos los contratos conducentes a la realización del giro social, incluyendo la compra, venta, ad-quisición o enajenación, a cualquier ti-tulo, de todo tipo de bienes corporales e incorporales, muebles o inmuebles, el ingreso en sociedades de capital o de personas ya existentes o concurrir a la formación de éstas, cualquiera sea su clase o naturaleza.

Actividades que desarrollaGeneración de energía eléctrica y transporte de gas.


Directores TitularesHumberto Espejo PaluzClaudio Helfmann SotoRodrigo Paredes BarríaRamiro Alfonsín Balza

Directores SuplentesBernardo Canales Fuenzalida Carlo Carvallo ArtigasVacanteVacante



ChileLa empresa tiene suscrito con Endesa Chile dos contratos de transporte de gas natural para su central Taltal, ubica-da en la II Región de Chile.

GASODUCTO ATACAMA ARGENTINA

Razón SocialGasoducto Atacama Argentina S.A.


Rut78.952.420-3


Objeto SocialEl transporte de gas natural, por medios propios, ajenos o en conjunto con terceras personas, dentro del territorio chileno o en otros países, incluyendo la construcción, emplazamiento y explotación de gasoduc-tos y demás actividades relacionadas di-recta o indirectamente con dicho objeto.Esta sociedad estableció una agencia en Argentina, bajo el nombre “Gasoduc-to Cuenca Noroeste Limitada Sucursal Argentina”, y cuyo propósito es la ejecu-ción de un gasoducto entre la localidad de Cornejo, Provincia de Salta y la fron-tera Argentino-Chilena en las proximida-des del paso de Jama, II Región.

Actividades que desarrollaTransporte de gas.


Directores TitularesClaudio Helfmann SotoRodrigo Paredes BarríaAlez Díaz Sanzana

Directores SuplentesBernardo Canales FuenzalidaRicardo Santibáñez Zamorano(Vacante)




GASODUCTO TALTAL

Razón SocialGasoducto Tal Tal S.A.


Rut77.032.280-4


Objeto SocialEl transporte, comercialización y distri-bución de gas natural, por medios pro-pios, ajenos o en conjunto con terceras personas, dentro del territorio chileno, especialmente entre las localidades de Mejillones y Paposo en la II Región, in-cluyendo la construcción emplaza-miento y explotación de gasoductos y demás actividades relacionadas direc-ta o indirectamente con dicho objeto.

Actividades que desarrollaTransporte de gas.


Directores TitularesAlex Díaz SanzanaJuan Oliva Vásquez Ricardo Santibáñez Zamorano

Principales ejecutivosValter Moro

Gerente General



GENERANDES PERÚ

Razón socialGenerandes Perú S.A.



DirecciónAvda. Víctor Andrés Belaúnde 147, Edi-ficio Real 4, piso 7, San Isidro, Lima, Perú

Teléfono(511) 215 6300


Objeto socialLa sociedad tiene como objeto efec-tuar actividades relacionadas con la ge-neración de energía eléctrica, directa-mente y/o a través de sociedades constituidas con ese fin.Actividades que desarrollaSociedad de inversiones.

DirectoresCarlos Temboury Molina (Presidente)Francisco José Pérez Thoden Van Velzen (Vicepresidente)Paolo Giovanni Pescarmona

Principales ejecutivosFrancisco Pérez Thoden Van Velzen

Gerente General


ChileLa empresa no tiene relaciones comer-ciales con Endesa Chile

GNL CHILE

Razón SocialGNL Chile S.A.

Tipo de Sociedad Sociedad anónima cerrada

Rut76.418.940-K

DirecciónRosario Norte 532, oficina 1303, Las Condes, Santiago.

Teléfono(562) 2892 8000


Objeto SocialLa Sociedad tendrá por objeto: a) con-tratar los servicios de la compañía de regasificación de gas natural licuado (“GNL”) GNL Quintero S.A. y utilizar toda la capacidad de almacenamiento, procesamiento, regasificación y entre-ga de gas natural y GNL del terminal de regasificación de propiedad de la mis-ma, incluyendo sus expansiones, si las hubiere, y cualquier otra materia estipu-lada en los contratos que la Sociedad suscriba al efecto para usar el terminal de regasificación; b) importar GNL con-forme a contratos de compraventa de GNL; c) la venta y entrega de gas natu-ral y GNL conforme a los contratos de compraventa de gas natural y GNL que celebre la Sociedad con sus clientes; d) administrar y coordinar las programacio-nes y nominaciones de cargamentos de GNL, así como la entrega de gas natural y GNL entre los distintos clientes; y e) cumplir todas sus obligaciones y exigir el cumplimiento de todos sus derechos al amparo de los contratos antes singu-larizados y coordinar todas las activida-des al amparo de los mismos y, en ge-neral, realizar cualquier tipo de acto o contrato que pueda ser necesario, útil o conveniente para cumplir el objeto se-ñalado.

Actividades que desarrollaImportación y comercialización de gas natural.

Directores TitularesKlaus Lührrmann PobleteAlex Díaz SanzanaAndrés Alonso Rivas

Directores SuplentesLuis Arancibia YiacomettiYasna RossHumberto Espejo Paluz

Principales ejecutivosAlejandro Palma Rioseco

Gerente General



GNL NORTE

Razón SocialGNL Norte S.A.

Tipo de Sociedad Sociedad anónima cerrada

Rut76.676.750-8



Objeto SocialLa sociedad tendrá por objeto la produc-ción, transporte, distribución, almacena-miento y suministro de toda clase de energía y combustibles, pudiendo para tales efectos obtener, adquirir y gozar de las concesiones y mercedes respec-tivas. Tendrá también como objeto ad-quirir, diseñar, construir, mantener y ex-plotar todo tipo de obras de civiles y de infraestructura relacionadas con energía y combustibles, en especial, aquellas relacionadas con su recepción maríti-ma, almacenamiento, procesamiento y transporte. Para un mejor y adecuado cumplimiento de su objeto social, la so-ciedad podrá, constituir, adquirir, inte-grar como socia, accionista o en cual-quier otra forma directamente, o con terceros o sociedades filiales, socieda-des, instituciones de cualquier clase o naturaleza tanto en Chile como en el extranjero, y en general, la celebración de cualquier acto o contrato y el desa-rrollo de cualquier actividad relacionada directa o indirectamente con los obje-tos anteriores.

Actividades que desarrollaProducción, transporte y almacena-miento de toda clase de energías y combustibles.

DirectorioAlex Díaz SanzanaJuan Oliva VásquezRicardo Santibañez Zamorano




Chile La sociedad no tiene relaciones comer-ciales con Endesa Chile

GNL QUINTERO

Razón SocialGNL QUINTERO S.A.


Rut76.788.080-4

DirecciónRosario Norte 532, oficina 1604, Las Condes, Santiago, Chile

Objeto SocialEl desarrollo, financiamiento, diseño, ingeniería, suministro, construcción, puesta en marcha, operación y manteni-miento de una planta de almacenamien-to y regasificación de gas natural licua-do (“GNL”) y su correspondiente terminal marítimo para la carga y des-carga de GNL y sus expansiones, de haberlas, incluyendo las instalaciones y conexiones necesarias para la entrega de GNL a través de un patio de carga en camiones y/o de uno o más puntos de entrega de GNL por tuberías (el “Termi-nal de Regasificación”); así como cual-quier otra actividad conducente o relati-va a dicho objeto, incluyendo, pero no limitado a, la dirección y gestión de to-dos los acuerdos comerciales necesa-rios para la recepción de GNL o la entre-ga de éste a clientes, regasificación de GNL, entrega de gas natural, y venta de los servicios y capacidad de almacena-je, procesamiento, regasificación, carga y descarga del Terminal de Regasifica-ción y de entrega de GNL (el “Proyec-to”) y de sus expansiones, de haberlas; y b) la prestación de servicios de ges-tión y asesoría administrativa en gene-ral, necesaria para la correcta operación de la empresa, a la Sociedad Comercia-lizadora, según este término se define en el numeral trece cuatro del artículo Décimo Tercero del pacto social y que actualmente se denomina GNL Chi-le S.A. La Sociedad tendrá la facultad de realizar cualquier tipo de acto o contrato

que pueda ser necesario, útil o conve-niente para cumplir con los objetos se-ñalados.

Actividades que desarrollaDescarga, almacenamiento, regasifica-ción y entrega de gas natural licuado y gas natural.


Directores TitularesMarco Arróspide RiveraVíctor Turpaud FernándezJuan Oliva VásquezJosé Antonio de las HerasSultán Al Bartami

Principales ejecutivosAntonio Bacigalupo GittinsGerente General


ChileExiste un contrato de suministro eléctri-co, suscrito entre GNL Quintero S.A. y Endesa Chile de fecha 20 de agosto de 2008, modificado el 3 de mayo de 2011. Asimismo, se encuentran vigentes entre estas sociedades un contrato de diseño, suministro, construcción, operación y mantenimiento de paño 220 kV para co-nexión eléctrica suministro de energía a Planta GNL Quintero, y un contrato de prestación de servicios de construcción, operación, mantenimiento, transforma-ción y transmisión a través de transfor-mador 220/110 kV, línea y conexión por cable en 110 Kv, para conexión eléctrica suministro de energía a Planta GNL Quintero, de 31 de julio de 2009. Por últi-mo, existe un contrato por uso del siste-ma de transmisión suscrito entre Endesa Chile y GNL Quintero S.A con fecha 3 de mayo de 2011.

HIDROAYSÉN

Razón SocialCentrales Hidroeléctricas de Aysén S.A.

Tipo de SociedadSociedad anónima cerrada constituida en la ciudad de Santiago, Chile, inscrita en el Registro de Valores de la SVS.

Rut76.652.400-1.

DirecciónEn Santiago, Chile, calle Miraflores 383, oficina 1302.En Coyhaique, Chile, calle Baquedano 260.En Cochrane, Chile, calle Teniente Me-rino 324.

Objeto SocialEl desarrollo, financiamiento, propiedad y explotación de un proyecto hidroeléc-trico en la XI Región de Aysén, de capa-cidad estimada 2.750 MW mediante cinco centrales hidroeléctricas, el cual se denomina “Proyecto Aysén”. Para el cumplimiento de su objeto, forman par-te de su giro las siguientes actividades: a) la producción y transporte de energía eléctrica; b) el suministro y comerciali-zación de energía eléctrica a sus accio-nistas; y c) la administración, operación y mantenimiento de obras hidráulicas, sistemas eléctricos y centrales genera-doras de energía hidroeléctrica.

Actividades que desarrollaGeneración de energía eléctrica (pro-yecto).

Capital Suscrito y Pagado (M$)180.445.662

Directores TitularesCarlo Carvallo ArtigasJuan Eduardo Váquez MoyaRamiro Alfonsín Balza (Subgerente Ge-neral y Gerente de Finanzas y Adminis-tración Endesa Chile)Bernardo Larraín MatteLuis Felipe Gazitúa AchondoIgnacio Quiñones Sotomayor

Principales ejecutivosCamilo Charme AckermanGerente General



HIDROINVEST

Razón socialHidroinvest S.A.




Teléfono(5411) 4307 3040


Objeto socialAdquirir y mantener una participación ma-yoritaria en Hidroeléctrica Alicura S.A. y/o en Hidroeléctrica El Chocón S.A. y/o Hi-droeléctrica Cerros Colorados S.A. (“las sociedades concesionarias”) creadas por decreto del Poder Ejecutivo Nacional 287/93 y administrar dichas inversiones.


DirectoresMauricio Bezzeccheri (Presidente) Gaetano Salierno (Vicepresidente) María Inés Justo



INVERSIONES GASATACAMA HOLDING

Razón SocialInversiones GasAtacama Holding Limi-tada.

Tipo de SociedadSociedad de responsabilidad limitada.

Rut76.014.570-K


Objeto SocialLa sociedad tiene por objeto: a) la par-ticipación directa o indirecta a través de cualquier tipo de asociación, en so-ciedades que tengan por objeto una o más de las siguientes actividades: i) el transporte de gas natural en cualquiera de sus formas; ii) la generación, trans-

misión, compra, distribución y venta de energía eléctrica, iii) financiamiento de las actividades señaladas en i) y ii) precedente que desarrollan terceros relacionados y; b) la percepción e inver-sión de los bienes que se inviertan, quedando comprendidas las activida-des lucrativas relacionadas a las ya ci-tadas.



DirectoresRamiro Alfonsin Balza Claudio Helfmann Soto Rodrigo Paredes Barría Humberto Espejo Paluz

Gerente generalValter Moro



PEHUENCHE

Razón SocialEmpresa Eléctrica Pehuenche S.A.

Tipo de SociedadSociedad anónima abierta.

Rut96.504.980-0

DirecciónSanta Rosa 76, Santiago, Chile.

Objeto SocialGenerar, transportar, distribuir y sumi-nistrar energía eléctrica, pudiendo para tales efectos, adquirir y gozar de las concesiones y mercedes respecti-vas.



DirectorioRamiro Alfonsín BalzaJorge Burlando Bonino

Ignacio Quiñones SotomayorClaudio Helfmann SotoFernando Vallejos Reyes

Principales ejecutivosCarlo Carvallo ArtigasGerente General


ChilePehuenche tiene suscrito con Endesa Chile un contrato de operación y man-tenimiento de sus centrales y de admi-nistración comercial y financiera. Por otra parte, la sociedad, actuando como vendedora, tiene suscritos con Endesa Chile contratos de compraventa de energía y potencia.

PROGAS

Razón SocialProgas S.A.


DirecciónIsidora Goyenechea 3356, 8° piso, San-tiago, Chile.

Objeto SocialDesarrollar en la I, II y III regiones del país la adquisición, producción, alma-cenamiento, transporte, distribución, transformación y comercialización de gas natural y de otros derivados del pe-tróleo y de combustibles en general; la prestación de servicios, fabricación, comercialización de equipos y materia-les y ejecución de obras relacionadas con los objetos señalados anterior-mente o necesarios para su ejecución y desarrollo; toda otra actividad nece-saria o conducente al cumplimiento de los objetivos antes señalados.

Actividades que desarrollaSuministro de gas.


DirectorioAlex Díaz SanzanaJuan Oliva VásquezRicardo Santibañez Zamorano





SOCIEDAD PORTUARIA CENTRAL CARTAGENA

Razón socialSociedad Portuaria Central Cartagena S.A.


DirecciónCarrera 13 A Nº 93-.66, piso 2 Bogotá, D.C. Colombia.


Objeto socialLa Sociedad tendrá como objeto princi-pal la siguiente actividad: 1. La inversión, construcción y mantenimiento de mue-lles y puertos públicos o privados, su administración y operación, el desarro-llo y explotación de puertos multipropó-sito, conforme a la ley, entre otros.

DirectoresBruno Riga Leonardo López VergaraJuan Manuel Pardo

Gerente GeneralFernando Gutiérrez Medina

Relaciones Comerciales con

Endesa ChileLa empresa no tiene relaciones comer-ciales con Endesa Chile

SOUTHERN CONE POWER ARGENTINA

Razón socialSouthern Cone Power Argentina S.A.



Teléfono(54 11) 4307 3040


Objeto socialCompra y venta mayorista de energía eléctrica producida por terceros y a consumir por terceros. Asimismo, la sociedad podrá mantener participacio-nes societarias en compañías dedica-das a la generación de energía eléctri-ca.

Actividades que desarrollaSociedad de inversiones

Directores TitularesMaurizio Bezzeccheri (Presidente) Gaetano Salierno (Vicepresidente) María Inés Justo



TERMOELÉCTRICA JOSÉ DE SAN MARTÍN

Razón socialTermoeléctrica José de San Martín S.A.


DirecciónElvia Rawson de Dellepiane 150, piso 9, Buenos Aires, República de Argenti-na

Teléfono54 11 4117-1011/1041


Objeto socialLa producción de energía eléctrica y su comercialización en bloque y, particu-larmente, la gestión de compra del equipamiento, la construcción, la ope-ración y el mantenimiento de una cen-tral térmica en cumplimiento del “Acuerdo definitivo para la gestión y operación de los proyectos para la readaptación del MEM en el marco de la resolución SE N° 1427/2004”, apro-

bado mediante la resolución SE N° 1193/2005.

Actividades que desarrollaGeneración de energía eléctrica.Servicio de gerenciamiento (compra equipamiento, construcción, operación y mantenimiento de una central térmi-ca)

DirectoresJosé María Vázquez Claudio O. Majul Roberto FaganFernando Claudio AntognazzaPatricio TestorelliMartín GenesioGerardo Carlos PazJosé Manuel TiernoJorge Ravlich

Gerente GeneralRicardo Arakaki



TERMOELÉCTRICA MANUEL BELGRANO

Razón socialTermoeléctrica Manuel Belgrano S.A.


DirecciónSuipacha 268, piso 12, Buenos Aires, Argentina

Teléfono(+54 11) 3-221-7950


Objeto socialLa sociedad tiene por objeto la produc-ción de energía eléctrica y su comerciali-zación en bloque y, particularmente, la gestión de compra del equipamiento, la construcción, la operación y el manteni-miento de una central térmica en cumpli-miento del “Acuerdo Definitivo para la Gestión y Operación de los proyectos para la readaptación del MEM en el mar-co de la Resolución SE Nº 1427/2004”,


aprobado mediante la Resolución SE Nº 1193/2005.

Actividades que desarrollaServicio de gerenciamiento (compra equipamiento, construcción, opera-ción y mantenimiento de una central térmica) Generación de energía eléctrica.

DirectoresMartín GenesioEmiliano ChaparroAdrián Gustavo SalvatoreJosé María VásquezFernando Claudio AntognazzaRoberto José FaganGerardo Carlos PazJosé Manuel TiernoJorge Ravlich

Gerente GeneralGabriel Omar Ures



TESA

Razón socialTransportadora de Energía S.A.


DirecciónBartolomé Mitre 797, piso 11, Buenos Aires, República de Argentina

Teléfono(5411) 4394 1161


Objeto socialPrestar servicios de transporte de ener-gía eléctrica en alta tensión, tanto en el caso de vinculación de sistemas eléctri-cos nacionales como internacionales, a cuyo fin podrá participar en licitaciones nacionales o internacionales, convertir-se en concesionaria de los servicios pú-blicos de transporte de energía eléctrica en alta tensión nacional o internacional, y realizar todas aquellas actividades que resulten necesarias para el cumplimien-to de sus fines.

Actividades que desarrollaTransmisión de energía eléctrica.

DirectoresMaurizio Bezzeccheri (Presidente)Juan Carlos Blanco (Vicepresidente)Fernando Boggini

Gerente GeneralSandro Ariel Rollan



TRANSQUILLOTA

Razón SocialTransmisora Eléctrica de Quillota Ltda.

Tipo de SociedadSociedad de Responsabilidad Limita-da.

Rut77.017.930-0

DirecciónRuta 60, km 25, Lo Venecia, comuna de Quillota, V Región de Valparaíso.

Objeto SocialTransporte, distribución y suministro de energía eléctrica, por cuenta propia o de terceros.

Actividad que desarrollaTransmisión de energía eléctricaCapital Suscrito y Pagado4.404.446

Apoderados TitularesPedro de la Sotta SánchezRicardo Santibáñez ZamoranoJuan Oliva VasquezAlex Díaz SanzanaMauricio CabelloÍtalo Cuneo Juan Eduardo Vasquez Moya


ChileLa empresa tiene contratos con Endesa Chile y San Isidro por el uso de los sistemas de transmisión, que les permiten transmitir energía al Sistema Interconectado Central.

Declaración de Responsabilidad


Declaración de Responsabilidad

Los Directores de Empresa Nacional de Electricidad S.A. y su gerente general, firmantes de esta declaración, se hacen responsables, bajo juramento, de la veracidad de toda la información proporcionada en la presente Memoria Anual, en cumplimiento de la Norma de Carácter General N°30, de fecha 10 de noviembre de 1989, emitida por la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS).

PRESIDENTE Enrico Viale

Pasaporte :YA5599835

VICEPRESIDENTEIgnacio Mateo MontoyaPasaporte: 50830706Q

DIRECTOR Felipe Lamarca Claro

RUT: 4.779.125-1

DIRECTOREnrique Cibié Bluth

RUT: 6.027.149-6

DIRECTORAIsabel Marshall Lagarrigue

RUT: 5.664.265-K

DIRECTORJorge Atton Palma

RUT:7.038.511-2

DIRECTORFrancesco Buresti

Pasaporte : YA6104092

DIRECTORAFrancesca Gostinelli

Pasaporte:YA5001859

DIRECTORVittorio Vagliasindi

Pasaporte: AA3780593

GERENTE GENERALValter Moro

RUT: 24.789.926-K

Declaración de Responsabilidad 237

Estados Financieros Consolidados

Informe de los Inspectores de Cuentas

Estados Financieros Consolidados 241

© 2016 KPMG Auditores Consultores Ltda., sociedad de responsabilidad limitada chilena y una firma miembro de la red de firmas miembro independientes de KPMG afiliadas a KPMG International Cooperative (“ KPMG International” ), una entidad suiza. Todos los derechos reservados.

Informe de los Auditores Independientes

Señores Accionistas y Directores deEmpresa Nacional de Electricidad S.A.:

Hemos efectuado una auditoría a los estados financieros consolidados adjuntos de Empresa Nacional de Electricidad S.A. y filiales, que comprenden el estado de situación financiera consolidado al 31 de diciembre de 2015 y 2014 y los correspondientes estados consolidados de resultados integrales, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas y las correspondientes notas a los estados financieros consolidados.

Responsabilidad de la Administración por los estados financieros consolidados

La Administración es responsable por la preparación y presentación razonable de estos estados financieros consolidados de acuerdo a instrucciones y normas de preparación y presentación de información financiera emitidas por la Superintendencia de Valores y Seguros descritas en Nota 2.1 a los estados financieros consolidados. La Administración también es responsable por el diseño, implementación y mantención de un control interno pertinente para la preparación y presentación razonable de estados financieros consolidados que estén exentos de representaciones incorrectas significativas, ya sea debido a fraude o error.

Responsabilidad del auditor

Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre estos estados financieros consolidados a base de nuestras auditorías. Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, no hemos auditado los estados financieros de ciertas filiales que se encuentran clasificadas como disponibles para su distribución y otras consolidadas línea a línea, las cuales representan en su conjunto un activo total de M$2.440.280.917 y M$2.884.981.829 al 31 de diciembre de 2015 y 2014, respectivamente, y un resultado neto devengado (utilidad) de M$321.246.726 (M$0 operaciones continuas y M$321.246.726 operaciones discontinuadas) y M$368.552.370 (M$23.215.608 operaciones continuas y M$345.336.762 operaciones discontinuadas), por los años terminados en esas fechas. Adicionalmente, no hemos auditado los estados financieros de ciertas asociadas y sociedades controladas bajo control conjunto, clasificadas como disponibles para su distribución e inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación, los cuales representan en su conjunto un activo total de M$483.785.982 y M$575.076.827 al 31 de diciembre de 2015 y 2014, respectivamente; y un resultado neto devengado (utilidad) de M$49.998.970 (M$11.319.309 operaciones continuas y M$38.679.661 operaciones discontinuadas) y M$76.710.975 (M$15.112.564 operaciones continuas y M$61.598.411 operaciones discontinuadas), por los años terminados en esas fechas. Dichos estados financieros fueron auditados por otros auditores, cuyos informes nos han sido proporcionados, y nuestra opinión aquí expresada, en lo que se refiere a los importes incluidos de dichas sociedades filiales, asociadas y sociedades controladas bajo control conjunto, se basa únicamente en los informes emitidos por esos auditores. Efectuamos nuestras auditorías de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en Chile. Tales normas requieren que planifiquemos y realicemos nuestro trabajo con el objeto de lograr un razonable grado de seguridad que los estados financieros consolidados están exentos de representaciones incorrectas significativas.

Informe de los Auditores Independientes



Una auditoría comprende efectuar procedimientos para obtener evidencia de auditoría sobre los montos y revelaciones en los estados financieros consolidados. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, incluyendo la evaluación de los riesgos de representaciones incorrectas significativas de los estados financieros consolidados, ya sea debido a fraude o error. Al efectuar estas evaluaciones de los riesgos, el auditor considera el control interno pertinente para la preparación y presentación razonable de los estados financieros consolidados de la entidad con el objeto de diseñar procedimientos de auditoría que sean apropiados a las circunstancias, pero no con el propósito de expresar una opinión sobre la efectividad del control interno de la entidad. En consecuencia, no expresamos tal tipo de opinión. Una auditoría incluye, también, evaluar lo apropiadas que son las políticas de contabilidad utilizadas y la razonabilidad de las estimaciones contables significativas efectuadas por la Administración, así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros consolidados.

Consideramos que la evidencia de auditoría que hemos obtenido y los informes de otros auditores, es suficiente y apropiada para proporcionarnos una base para nuestra opinión de auditoría.

Opinión sobre la base regulatoria de contabilización

En nuestra opinión, basada en nuestras auditorías y en los informes de otros auditores, los mencionados estados financieros consolidados presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de Empresa Nacional de Electricidad S.A. y filiales al 31 de diciembre de 2015 y 2014 y los resultados de sus operaciones y los flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas de acuerdo con instrucciones y normas de preparación y presentación de información financiera emitidas por la Superintendencia de Valores y Seguros descritas en Nota 2.1.

Base de contabilización

Tal como se describe en Nota 2.1 a los estados financieros consolidados, en virtud de sus atribuciones la Superintendencia de Valores y Seguros con fecha 17 de octubre de 2014 emitió Oficio Circular N°856 instruyendo a las entidades fiscalizadas, registrar en el ejercicio 2014 contra patrimonio las diferencias en activos y pasivos por concepto de impuestos diferidos que se produzcan como efecto directo del incremento en la tasa de impuestos de primera categoría introducido por la Ley N°20.780, cambiando el marco de preparación y presentación de información financiera adoptado hasta esa fecha, dado que el marco anterior (NIIF) requiere ser adoptado de manera integral, explícita y sin reservas.

Sin embargo, no obstante que fueron preparados sobre las mismas bases de contabilización, los estados consolidados de resultados integrales y la conformación de los correspondientes estados consolidados de cambios en el patrimonio por los años terminados al 31 de diciembre de 2015 y 2014, en lo referido al registro de diferencias de activos y pasivos por concepto de impuestos diferidos, no son comparativos de acuerdo a lo explicado en el párrafo anterior y cuyo efecto se explica en Nota 2.1.

Informe de los Inspectores de Cuentas 243


Otros asuntos, estados financieros al 31 de diciembre de 2013

Anteriormente, hemos efectuado una auditoría, de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en Chile, a los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2013 de Empresa Nacional de Electricidad S.A. y filiales adjuntos, que incluyen los estados consolidados de resultados integrales, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por el año terminado en esa fecha y las correspondientes notas a los estados financieros consolidados, sobre los cuales emitimos una opinión sin salvedades sobre los mismos en nuestro informe de fecha 7 de febrero de 2014.

Cristián Maturana R. KPMG Ltda.

Santiago, 25 de febrero de 2016


Estados de Situación Financiera Consolidados, Clasificados

al 31 de diciembre de 2015 y 2014 (En miles de pesos)

ACTIVOS Nota 31-12-2015

M$ 31-12-2014

M$ ACTIVOS CORRIENTES Efectivo y equivalentes al efectivo 7 37.425.233 336.628.803

Otros activos financieros, corrientes 8 1.011.555 24.850.020

Otros activos no financieros, corrientes 462.748 41.040.138

Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar, corrientes 9 363.475.277 433.407.008

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corrientes 10 68.867.726 81.090.930

Inventarios 11 36.755.409 65.771.121

Activos por impuestos, corrientes 12 14.857.462 47.290.575

Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los propietarios

4 3.889.706.030 7.978.963

TOTAL ACTIVOS CORRIENTES 4.412.561.440 1.038.057.558 ACTIVOS NO CORRIENTES

Otros activos financieros, no corrientes 8 21.718.720 7.936.806

Otros activos no financieros, no corrientes 3.387.709 2.374.351

Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar, no corrientes 9 35.901 141.216.512

Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación 13 45.716.371 581.221.384

Activos intangibles distintos de la plusvalía 14 20.905.426 52.451.833

Plusvalía 15 24.860.356 125.609.898

Propiedades, planta y equipo 16 2.729.717.092 5.230.428.848

Activos por impuestos diferidos 17 19.867.318 58.374.709 TOTAL ACTIVOS NO CORRIENTES 2.866.208.893 6.199.614.341

TOTAL ACTIVOS 7.278.770.333 7.237.671.899


(En miles de pesos)

PATRIMONIO Y PASIVOSNota 31-12-2015

M$ 31-12-2014

M$

PASIVOS CORRIENTES

Otros pasivos financieros, corrientes 18 27.921.565 290.758.963

Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar, corrientes 21 360.459.609 692.298.346

Cuentas por pagar a entidades relacionadas, corrientes 10 257.584.485 237.525.246

Otras provisiones, corrientes 22 15.617.614 38.351.988

Pasivos por impuestos, corrientes 12 14.484.736 94.392.334

Otros pasivos no financieros corrientes 23.330 33.920.467

Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta 4 1.851.784.156 5.490.249

TOTAL PASIVOS CORRIENTES 2.527.875.495 1.392.737.593

PASIVOS NO CORRIENTES

Otros pasivos financieros, no corrientes 18 917.197.790 1.825.702.867

Otras cuentas por pagar, no corrientes 21 5.975.686 3.711.078

Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas, no corriente 10 97.186 -

Otras provisiones, no corrientes 22 50.702.975 28.853.555

Pasivo por impuestos diferidos 17 217.759.706 390.319.963

Provisiones por beneficios a los empleados, no corrientes 23 15.271.416 43.461.827

Otros pasivos no financieros, no corrientes - 28.998.675

TOTAL PASIVOS NO CORRIENTES 1.207.004.759 2.321.047.965

TOTAL PASIVOS 3.734.880.254 3.713.785.558

PATRIMONIO

Capital emitido 24 1.331.714.085 1.331.714.085

Ganancias acumuladas 2.218.373.368 2.010.744.273

Primas de emisión 24 206.008.557 206.008.557

Otras reservas 24 (1.107.906.103) (848.186.431)

Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora 2.648.189.907 2.700.280.484

Participaciones no controladoras 895.700.172 823.605.857

TOTAL PATRIMONIO 3.543.890.079 3.523.886.341

TOTAL PATRIMONIO Y PASIVOS 7.278.770.333 7.237.671.899


Estados de Resultados Integrales Consolidados, por NaturalezaPor los ejercicios terminado al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013

(En miles de pesos)

ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES Ganancia (pérdida)

Nota

enero - diciembre

2015M$

2014 (*)Re-expresados

M$

2013 (*)Re-expresados

M$ Ingresos de actividades ordinarias 25 1.539.977.511 1.209.796.735 968.271.355

Otros ingresos 25 3.832.806 21.178.089 1.765.996

Total de Ingresos Operacionales 1.543.810.317 1.230.974.824 970.037.351 Materias primas y consumibles utilizados 26 (880.891.223) (750.216.671) (494.895.934)

Margen de Contribución 662.919.094 480.758.153 475.141.417

Otros trabajos realizados por la entidad y capitalizados 15.250.810 16.466.173 10.625.755

Gastos por beneficios a los empleados 27 (70.969.357) (64.859.965) (63.300.839)

Gasto por depreciación y amortización 28 (124.835.559) (101.304.909) (92.641.004)

Reversión de pérdidas por deterioro de valor (pérdidas por deterioro de valor) reconocidas en el resultado del ejercicio 28 9.793.652 (12.461.456) 64.138

Otros gastos, por naturaleza 29 (90.339.822) (66.335.541) (60.567.284)

Resultado de Explotación 401.818.818 252.262.455 269.322.183

Otras ganancias (pérdidas) 30 4.015.401 42.651.567 2.513.923

Ingresos financieros 31 234.821 1.586.033 3.154.877

Costos financieros 31 (64.206.719) (71.617.257) (75.971.351)

Participación en las ganancias (pérdidas) de asociadas y negocios conjuntos que se contabilicen utilizando el método de la participación 13 8.905.045 (54.413.311) 24.309.344

Diferencias de cambio 31 (53.880.472) (21.240.269) (2.179.798)

Resultado por unidades de reajuste 31 3.600.187 13.926.117 1.001.573

Ganancia antes de impuestos 300.487.081 163.155.335 222.150.751

Gasto por impuestos a las ganancias, operaciones continuadas 32 (76.655.819) (34.098.106) (36.995.257)

Ganancia procedente de operaciones continuadas 223.831.262 129.057.229 185.155.494

Ganancia (pérdida) procedente de operaciones discontinuadas 4.1 411.189.551 489.915.518 378.350.743

GANANCIA 635.020.813 618.972.747 563.506.237

Ganancia atribuible a

Ganancia atribuible a los propietarios de la controladora 392.868.115 334.556.376 353.926.779

Ganancia atribuible a participaciones no controladoras 24.6 242.152.698 284.416.371 209.579.458

GANANCIA 635.020.813 618.972.747 563.506.237

Ganancia por acción básica

Ganancia por acción básica en operaciones continuadas $ / acción 25,89 13,95 21,11

Ganancia por acción básica en operaciones discontinuadas $ / acción 22,01 26,84 22,04

Ganancia por acción básica $ / acción 47,90 40,79 43,15

Número promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación Miles 8.201.754,58 8.201.754,58 8.201.754,58

Ganancias por acción diluidas

Ganancias diluida por acción procedente de operaciones continuadas $ / acción 25,89 13,95 21,11

Ganancias diluida por acción procedentes de operaciones discontinuadas $ / acción 22,01 26,84 22,04

Ganancias diluida por acción $ / acción 47,90 40,79 43,15

Número promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación Miles 8.201.754,58 8.201.754,58 8.201.754,58

(*) Ver Nota 4.1.II.iii)


(En miles de pesos)

ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES Notaenero - diciembre

2015M$

2014M$

2013M$

Ganancia (Pérdida) 635.020.813 618.972.747 563.506.237

Componentes de otro resultado integral que no se reclasificarán al resultado del ejercicio, antes de impuestos

Ganancias (pérdidas) por nuevas mediciones de planes de beneficios definidos (216.648) (4.680.070) (3.618.423)

Otro resultado integral que no se reclasificará al resultado del ejercicio (216.648) (4.680.070) (3.618.423)

Componentes de otro resultado integral que se reclasificarán al resultado del ejercicio, antes de impuestos

Ganancias (pérdidas) por diferencias de cambio de conversión (244.110.922) (8.365.502) (18.023.501)

Ganancias (pérdidas) por nuevas mediciones de activos financieros disponibles para la venta (441.585) (6.042) 109

Ganancias (pérdidas) por coberturas de flujos de efectivo (151.642.828) (130.534.462) (70.970.740)

Ajustes de reclasificación en coberturas de flujos de efectivo transferidas a resultado 15.850.894 (7.884.692) (9.985.207)

Participación de otro resultado integral de asociadas y negocios conjuntos contabilizados utilizando el método de la participación (2.475.299) 11.478.398 10.923.982

Otro resultado integral que se reclasificará al resultado del ejercicio (382.819.740) (135.312.300) (88.055.357)

Otros componentes de otro resultado integral, antes de impuestos (383.036.388) (139.992.370) (91.673.780)

Impuestos a las ganancias relativos a componentes de otro resultado integral que no se reclasificará al resultado del ejercicio

Impuesto a las ganancias relacionado con planes de beneficios definidos (5.476) 1.929.441 990.340 Impuestos a las ganancias relativos a componentes de otro resultado integral que no se reclasificará al resultado del ejercicio

(5.476) 1.929.441 990.340

Impuestos a las ganancias relativos a componentes de otro resultado integral que se reclasificará al resultado del ejercicio

Impuesto a las ganancias relacionado con coberturas de flujos de efectivo 35.463.169 34.120.329 14.235.483

Impuesto a las ganancias relacionado con activos financieros disponibles para la venta 10 1.306 (22)

Impuestos a las ganancias relativos a componentes de otro resultado integralque se reclasificará al resultado del ejercicio

35.463.179 34.121.635 14.235.461

Total Otro resultado integral (347.578.685) (103.941.294) (76.447.979)

TOTAL RESULTADO INTEGRAL 287.442.128 515.031.453 487.058.258

Resultado integral atribuible a

Resultado integral atribuible a los propietarios de la controladora 132.746.446 276.001.825 279.020.022

Resultado integral atribuible a participaciones no controladoras 154.695.682 239.029.628 208.038.236

TOTAL RESULTADO INTEGRAL 287.442.128 515.031.453 487.058.258


Estado de Cambios en el Patrimonio NetoPor los ejercicios terminado al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013

(En miles de pesos)

Estado de Cambios en el PatrimonioCapital

emitidoPrima de emisión

Cambios en Otras Reservas

Reservas por

diferencias de cambio

por conversión

Reservas de coberturas de

flujo de caja

Reservas de ganancias y

pérdidas por planes de beneficios definidos

Reservas de ganancias o

pérdidas en la remedición de

activos financieros disponibles

para la ventaM$ M$ M$ M$ M$ M$

Saldo Inicial al 01-01-2015 1.331.714.085 206.008.557 (11.409.870) (117.559.279) - (1.020)

Cambios en patrimonio

Resultado Integral

Ganancia (pérdida)

Otro resultado integral (160.979.109) (96.154.779) (467.310) (118.688)

Resultado integral

Dividendos

Incremento (disminución) por otros cambios - - 191.041.945 8.022.483 467.310 118.662

Total de cambios en patrimonio - - 30.062.836 (88.132.296) - (26)

Saldo Final al 31-12-2015 1.331.714.085 206.008.557 18.652.966 (205.691.575) - (1.046)

(En miles de pesos)

Estado de Cambios en el Patrimonio Capital



Reservas por

diferencias de cambio

por conversión


flujo de caja





activos financieros

disponibles para la venta

M$ M$ M$ M$ M$ M$

Saldo Inicial al 01-01-2014 1.331.714.085 206.008.557 (45.609.591) (15.595.990) - 3.716

Cambios en patrimonio

Resultado Integral

Ganancia (pérdida)

Otro resultado integral 34.199.721 (101.963.289) (2.342.125) (4.736)

Resultado integral

Dividendos

Incremento (disminución) por otros cambios - - - - 2.342.125 -

Total de cambios en patrimonio - - 34.199.721 (101.963.289) - (4.736)

Saldo Final al 31-12-2014 1.331.714.085 206.008.557 (11.409.870) (117.559.279) - (1.020)



Ganancias (pérdidas)

acumuladas

Patrimonio atribuible a los propietarios de

la controladora

Participaciones no controladoras

Total PatrimonioOtras reservas

varias

Importes reconocidos en otro resultado integral

y acumulados en el patrimonio relativos a activos no corrientes

o grupos de activos para su disposición

mantenidos para la venta

Otras reservas

M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$(719.216.262) - (848.186.431) 2.010.744.273 2.700.280.484 823.605.857 3.523.886.341

392.868.115 392.868.115 242.152.698 635.020.813

(2.401.783) - (260.121.669) (260.121.669) (87.457.016) (347.578.685)

132.746.446 154.695.682 287.442.128

(184.771.710) (184.771.710) (80.862.173) (265.633.883)

1.901.739 (201.150.142) 401.997 (467.310) (65.313) (1.739.194) (1.804.507)

(500.044) (201.150.142) (259.719.672) 207.629.095 (52.090.577) 72.094.315 20.003.738

(719.716.306) (201.150.142) (1.107.906.103) 2.218.373.368 2.648.189.907 895.700.172 3.543.890.079


Ganancias (pérdidas)

acumuladas

Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora



varias




mantenidos para la venta

Otras reservas

M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$

(732.764.785) - (793.966.650) 1.908.211.855 2.651.967.847 935.846.143 3.587.813.990

334.556.376 334.556.376 284.416.371 618.972.747

11.555.878 - (58.554.551) (58.554.551) (45.386.743) (103.941.294)

276.001.825 239.029.628 515.031.453

(171.152.254) (171.152.254) (349.898.166) (521.050.420)

1.992.645 - 4.334.770 (60.871.704) (56.536.934) (1.371.748) (57.908.682)

13.548.523 - (54.219.781) 102.532.418 48.312.637 (112.240.286) (63.927.649)

(719.216.262) - (848.186.431) 2.010.744.273 2.700.280.484 823.605.857 3.523.886.341


(En miles de pesos)

Estado de Cambios en el PatrimonioCapital



Reservas por diferencias de cambio

por conversión


flujo de caja





activos financieros

disponibles para la venta

M$ M$ M$ M$ M$ M$Saldo Inicial al 01-01-2013 1.331.714.085 206.008.557 (25.411.914) 47.991.711 - 3.629 Cambios en patrimonio

Resultado Integral

Ganancia (pérdida)

Otro resultado integral (20.197.677) (63.587.701) (2.045.448) 87

Resultado integral

Dividendos

Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios - - - - 2.045.448 -

Total de cambios en patrimonio - - (20.197.677) (63.587.701) - 87

Saldo Final al 31-12-2013 1.331.714.085 206.008.557 (45.609.591) (15.595.990) - 3.716



Otras reservasGanancias (pérdidas)

acumuladas

Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora



varias




mantenidos para la ventaM$ M$ M$ M$ M$ M$ M$

(728.439.301) - (705.855.875) 1.709.375.632 2.541.242.399 893.250.930 3.434.493.329

353.926.779 353.926.779 209.579.458 563.506.237

10.923.982 - (74.906.757) (74.906.757) (1.541.222) (76.447.979)

- 279.020.022 208.038.236 487.058.258

- (153.045.108) (153.045.108) - (153.045.108)

(15.249.466) - (13.204.018) (2.045.448) (15.249.466) (165.443.023) (180.692.489)

(4.325.484) - (88.110.775) 198.836.223 110.725.448 42.595.213 153.320.661

(732.764.785) - (793.966.650) 1.908.211.855 2.651.967.847 935.846.143 3.587.813.990


Estados de Flujos de Efectivos Consolidados DirectoPor los ejercicios terminado al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013

(En miles de pesos)

Estado de Flujo de Efectivo Directo

Nota

enero - diciembre2015

M$2014

M$2013

M$

Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de operación

Clases de cobros por actividades de operación

Cobros procedentes de las ventas de bienes y prestación de servicios 3.249.925.184 2.811.897.399 2.301.874.412

Cobros procedentes de regalías, cuotas, comisiones y otros ingresos de actividades ordinarias 3.865.539 3.680.012 6.152.266

Cobros procedentes de primas y prestaciones, anualidades y otros beneficios de pólizas suscritas 14.740.827 20.348.278 74.183.266

Otros cobros por actividades de operación 24.297.790 10.278.543 27.734.928

Clases de pagos en efectivo procedentes de actividades de operación

Pagos a proveedores por el suministro de bienes y servicios (1.854.215.926) (1.602.355.475) (1.265.530.791)

Pagos a y por cuenta de los empleados (117.343.733) (115.501.402) (117.293.888)

Pagos por primas y prestaciones, anualidades y otras obligaciones derivadas de las pólizas suscritas (10.788.411) (11.604.575) (5.574.523)

Otros pagos por actividades de operación (51.345.413) (41.309.466) (33.439.518)

Flujos de efectivo procedentes (utilizados en operaciones)

Impuestos a las ganancias reembolsados (pagados) (236.640.545) (141.369.833) (166.026.029) Otras entradas (salidas) de efectivo (121.281.076) (117.263.976) (114.311.073)

Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de operación 901.214.236 816.799.505 707.769.050

Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de inversión

Flujos de efectivo procedentes de la pérdida de control de subsidiarias u otros negocios 7.e 6.639.653 - -

Flujos de efectivo utilizados para obtener el control de subsidiarias u otros negocios 7.c - (37.654.762) (5.084.700)

Otros cobros por la venta de patrimonio o instrumentos de deuda de otras entidades 20.000.882 90.115.470 24.340.564

Otros pagos para adquirir patrimonio o instrumentos de deuda de otras entidades - (126.137.803) -

Otros pagos para adquirir participaciones en negocios conjuntos (2.550.000) (3.315.000) -

Préstamos a entidades relacionadas - (98.813) (29.112.042)

Importes procedentes de la venta de propiedades, planta y equipo 49.916 1.223.429 5.462.527

Compras de propiedades, planta y equipo (525.755.416) (421.313.962) (292.016.898)

Compras de activos intangibles (12.049.927) - -

Pagos derivados de contratos de futuro, a término, de opciones y de permuta financiera (6.376.166) (19.237.796) (753.082)

Cobros procedentes de contratos de futuro, a término, de opciones y de permuta financiera 10.906.446 11.498.294 14.308.008

Cobros a entidades relacionadas 98.813 - 29.162.747

Dividendos recibidos 11.249.679 139.059.018 51.167.601

Intereses recibidos 9.190.650 11.725.222 17.176.674

Otras entradas (salidas) de efectivo - 26.689.567 (397.620)

Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de inversión (488.595.470) (327.447.136) (185.746.221)


Estado de Flujo de Efectivo Directo

Nota

enero - diciembre2015

M$2014

M$2013

M$

Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de financiación

Importes procedentes de la emisión de acciones - - 11.468.280

Total importes procedentes de préstamos 347.776.657 421.411.263 173.402.389

Importes procedentes de préstamos de largo plazo 79.136.157 413.726.267 164.871.359

Importes procedentes de préstamos de corto plazo 268.640.500 7.684.996 8.531.030

Préstamos de entidades relacionadas 645.635.959 448.358.997 692.658.296

Pagos de préstamos (460.398.335) (203.817.014) (253.224.175)

Pagos de pasivos por arrendamientos financieros (10.747.974) (5.730.333) (5.071.087)

Pagos de préstamos a entidades relacionadas (566.771.227) (582.861.850) (608.822.618)

Dividendos pagados (400.032.465) (368.635.733) (293.937.897)

Intereses pagados (152.767.801) (144.524.347) (136.456.892)

Otras entradas (salidas) de efectivo (8.479.868) (16.459.962) (9.603.719)

Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de financiación

(605.785.054) (452.258.979) (429.587.423)

Incremento neto (disminución) en el efectivo y equivalentes al efectivo, antes del efecto de los cambios en la tasa de cambio

(193.166.288) 37.093.390 92.435.406

Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo

Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo 6.246.146 (24.242.264) (4.305.760)

Incremento (disminución) neto de efectivo y equivalentes al efectivo (186.920.142) 12.851.126 88.129.646

Efectivo y equivalentes al efectivo al principio del ejercicio 7 336.658.505 323.807.379 235.677.733

Efectivo y equivalentes al efectivo al final del ejercicio 7 149.738.363 336.658.505 323.807.379


Notas a los Estados Financieros Consolidados

Índice Página

1. Actividad y Estados Financieros del Grupo.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 258

2. Bases de presentación de los Estados Financieros Consolidados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 259

2.1. Principios contables. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 259

2.2. Nuevos pronunciamientos contables.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 260

2.3. Responsabilidad de la información, juicios y estimaciones realizadas. . . . . . . . . . . . . . . . 262

2.4. Entidades filiales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262

2.4.1. Variaciones del perímetro de consolidación.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263

2.4.2. Sociedades no consolidadas con participación superior al 50%. . . . . . . . . . . . . . . . 263

2.4.3. Sociedades consolidadas con participación inferior al 50%.. . . . . . . . . . . . . . . . . 263

2.5. Sociedades asociadas y acuerdos conjuntos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263

2.6. Principios de consolidación y combinaciones de negocio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 264

3. Criterios contables aplicados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 266

a) Propiedades, planta y equipo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 266

b) Plusvalía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 267

c) Activos Intangibles distintos de la plusvalía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 267

c.1) Concesiones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 268

c.2) Gastos de investigación y desarrollo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 268

c.3) Otros activos intangibles. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 268

d) Deterioro del valor de los activos no financieros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 268

e) Arrendamientos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 269

f) Instrumentos financieros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 270

f.1) Activos financieros excepto derivados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 270

f.2) Efectivo y otros medios líquidos equivalentes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 270

f.3) Deterioro de valor de los activos financieros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 271

f.4) Pasivos financieros excepto derivados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 271

f.5) Derivados y operaciones de cobertura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 271

f.6) Baja de activos y pasivos financieros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272

f.7) Compensación de activos y pasivos financieros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272

f.8) Contratos de garantías financieras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273

g) Medición del valor razonable. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273

h) Inversiones contabilizadas por el método de participación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 274

i) Inventarios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 274

j) Activos no corrientes (o grupo de activos para su disposición) mantenidos para la venta o como

mantenido para distribuir a los propietarios y operaciones discontinuadas. . . . . . . . . . . . . . . 274

k) Acciones propias en cartera. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 275

l) Provisiones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 275

l.1) Provisiones por obligaciones post empleo y otras similares. . . . . . . . . . . . . . . . . . 275

m) Conversión de saldos en moneda extranjera. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 276

n) Clasificación de saldos en corrientes y no corrientes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 276

o) Impuestos a las ganancias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 276

p) Reconocimiento de ingresos y gastos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 277

q) Ganancia (pérdida) por acción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 278


r) Dividendos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 278

s) Estado de flujos de efectivo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 279

4. Activos no corrientes mantenidos para la venta o mantenidos para distribuir a los propietarios

y operaciones discontinuadas.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 280

4.1. Proceso de reorganización societaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 280

4.2. Venta de Sociedad Concesionaria Túnel el Melón S.A.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283

5. Regulación sectorial y funcionamiento del sistema eléctrico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 285

a) Operaciones Continuadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 285

b) Operaciones Discontinuadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 287

6. Combinación de negocios – Adquisición Inversiones GasAtacama Holding Limitada. . . . . . . . . . . . 293

7. Efectivo y equivalentes al efectivo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 296

8. Otros Activos Financieros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 298

9. Cuentas comerciales y otras cuentas por cobrar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 298

10. Saldos y transacciones con partes relacionadas.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 300

10.1. Saldos y transacciones con entidades relacionadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 300

10.2. Directorio y personal clave de la Gerencia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 306

10.3. Retribución de Gerencia de Endesa Chile. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 310

10.4. Planes de retribución vinculados a la cotización de la acción.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 310

11. Inventarios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 311

12. Activos y pasivos por impuestos corrientes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 311

13. Inversiones contabilizadas por el método de participación.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 312

13.1. Inversiones contabilizadas por el método de participación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 312

13.2. Información financiera adicional de las inversiones en asociadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . 314

13.3. Información financiera adicional de las inversiones en negocios conjuntos. . . . . . . . . . . . . . 314

13.4. Compromisos y Contingencias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 316

14. Activos intangibles distintos de la plusvalía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 317

15. Plusvalía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 320

16. Propiedades, planta y equipo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 322

a) Composición del rubro. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 322

b) Detalle de Propiedades, plantas y equipos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 322

c) Principales inversiones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 324

d) Costos Capitalizados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 324

e) Arrendamiento financiero. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 325

f) Arrendamiento operativo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 326

g) Otras informaciones relativas a operaciones Continuadas.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 326

h) Otras informaciones relativas a operaciones Discontinuadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 328

17. Impuestos diferidos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 329

18. Otros Pasivos Financieros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 335

18.1. Detalle de este rubro de corto y largo plazo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 335

18.2. Desglose por monedas y vencimientos de los Préstamos Bancarios. . . . . . . . . . . . . . . . 336

18.3. Desglose por monedas y vencimientos de las Obligaciones No Garantizadas. . . . . . . . . . . . . 340

18.4. Desglose por monedas y vencimientos de las Obligaciones Garantizadas. . . . . . . . . . . . . . 340

18.5. Deuda de cobertura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 344

18.6. Otros aspectos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 345

19. Política de gestión de riesgos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 346

19.1. Riesgo de tasa de interés. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 346

19.2. Riesgo de tipo de cambio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 346

19.3. Riesgo de “commodities”. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 347

19.4. Riesgo de liquidez. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 347


19.5. Riesgo de crédito. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 347

19.6. Medición del riesgo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 348

20. Instrumentos financieros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 349

20.1. Clasificación de instrumentos financieros por naturaleza y categoría. . . . . . . . . . . . . . . . 349

a) Detalle de los Instrumentos financieros de activo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 349

b) Detalle de los Instrumentos financieros de pasivo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 349

20.2. Instrumentos Derivados.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 350

a) Activos y pasivos por instrumentos derivados de cobertura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 350

b) Activos y pasivos por instrumentos derivados a valor razonable con cambios en resultados. . . . . . 351

c) Otros antecedentes sobre los instrumentos derivados.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 351

20.3. Jerarquías de Valor Razonable. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 352

a) Clasificación jerárquica de los instrumentos financieros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 352

b) Conciliación entre los saldos de apertura y cierre de instrumentos financieros Nivel 3. . . . . . . . 352

21. Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 353

22. Provisiones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 354

a) Desglose de este rubro.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 354

b) Movimiento de las provisiones durante el período. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 354

23. Obligaciones por beneficios post empleo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 355

23.1. Aspectos generales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 355

23.2. Aperturas, movimientos y presentación de estados financieros. . . . . . . . . . . . . . . . . . 355

23.3. Otras revelaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 357

23.4. Otras informaciones relativas a operaciones Discontinuadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 357

24. Patrimonio total. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 358

24.1. Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 358

24.1.1. Capital suscrito y pagado y número de acciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 358

24.1.2. Dividendos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 358

24.2. Reserva por diferencias de cambio por conversión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 359

24.3. Gestión del capital. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 359

24.4. Restricciones a la disposición de fondos de las filiales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 359

24.5. Otras reservas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 360

24.6. Participaciones no controladoras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 361

25. Ingresos de actividades ordinarias y otros ingresos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 362

26. Materias primas y consumibles utilizados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 363

27. Gastos por beneficios a los empleados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 363

28. Gastos por depreciación, amortización y pérdidas por deterioro. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 364

29. Otros gastos por naturaleza. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 365

30. Otras ganancias (pérdidas). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 365

31. Resultado Financiero. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 366

32. Impuesto a las ganancias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 367

33. Información por segmento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 368

33.1. Criterios de segmentación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 368

33.2. Distribución por país. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 370

34. Garantías comprometidas con terceros, otros activos y pasivos contingentes y otros. . . . . . . . . . . . 376

34.1. Garantías directas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 376

34.2. Garantías Indirectas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 376

34.3. Litigios y arbitrajes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 378

a) Operaciones Continuadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 378

b) Operaciones Discontinuadas.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 379

34.4. Restricciones financieras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 389


34.5. Otra información. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 391

35. Dotación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 395

36. Sanciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 395

37. Medio Ambiente. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 406

38. Información financiera resumida de filiales.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 408

39. Hechos posteriores.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 410

Anexo N°1. Sociedades que componen el grupo Endesa Chile. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 412

Anexo N°2. Variaciones del perímetro de consolidación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 414

Anexo N°3. Sociedades asociadas y negocios conjuntos.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 414

Anexo N°4. Información complementaria relativa a los activos y pasivos mantenidos para distribuir

a los propietarios y Operaciones Discontinuadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 416

Anexo N°5. Información adicional sobre deuda financiera. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 428

a) Préstamos Bancarios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 428

b) Obligaciones Garantizadas y No Garantizadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 432

c) Arrendamiento Financiero. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 434

d) Otras Obligaciones.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 434

Anexo N°6. Detalle de activos y pasivos en moneda extranjera. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 436

Anexo N°7. Detalle de información adicional oficio circular N° 715 de fecha 03 de febrero de 2012. . . . . . . . 438

Anexo N°7.1. Detalle de información complementaria de cuentas comerciales. . . . . . . . . . . . . . . . 442

Anexo N°7.2. Estimaciones de ventas y compras de Energía, Potencia y Peajes.. . . . . . . . . . . . . . . 446

Anexo N°8. Detalle vencimiento proveedores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 448


Estados Financieros Consolidadoscorrespondientes al ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2015 y 2014(En miles de pesos)

Nota 1Actividad y Estados Financieros del GrupoEmpresa Nacional de Electricidad S.A. (en adelante, la “So-

ciedad Matriz” o la “Sociedad”) y sus sociedades filiales,

integran el Grupo Endesa Chile (en adelante, “Endesa Chile”

o el “Grupo”).

Endesa Chile es una Sociedad Anónima Abierta y tiene su

domicilio social y oficinas principales en Avenida Santa Rosa,

número 76, Santiago de Chile. La Sociedad se encuentra ins-

crita en el registro de valores de la Superintendencia de Valo-

res y Seguros de Chile, con el N° 114. Además, está registra-

da en la Securities and Exchange Commission de los Estados

Unidos de Norteamérica y en la Comisión Nacional del Merca-

do de Valores de España, y sus acciones se transan en el New

York Stock Exchange desde 1994, y en Latibex desde 2001.

Endesa Chile es filial de Enersis Américas S.A(1)., Compañía

que a su vez es filial de Enel Iberoamérica S.R.L., entidad que

a su vez es controlada por Enel, S.p.A. (en adelante, Enel).

La Sociedad fue constituida por escritura pública de fecha 1

de diciembre de 1943. Por Decreto Supremo de Hacienda

N° 97, del 3 de enero de 1944, se autorizó su existencia y se

aprobaron sus estatutos. Para efectos tributarios la Sociedad

opera bajo el Rol Único Tributario N° 91.081.000-6.

La dotación del Grupo alcanzó los 2.288 trabajadores al 31

de diciembre de 2015. En promedio la dotación que el Gru-

po tuvo durante el ejercicio de 2015 fue de 2.480 trabajado-

res. Para más información respecto a la distribución de

nuestros trabajadores, por clase y ubicación geográfica, ver

Nota 35.

Endesa Chile tiene como objeto social la generación, trans-

porte, producción y distribución de energía eléctrica. La

Sociedad tiene también como objeto realizar inversiones

en activos financieros, desarrollar proyectos y efectuar ac-

tividades en el campo energético y en otros en que la ener-

gía eléctrica sea esencial, y participar en concesiones de

infraestructura de obras públicas en las áreas civiles o hi-

dráulicas, pudiendo actuar para ello directamente o a través

de sociedades filiales o asociadas, en el país o en el extran-

jero.

Los estados financieros consolidados de Endesa Chile co-

rrespondientes al ejercicio 2014 fueron aprobados por su

Directorio en sesión celebrada el día 29 de enero de 2015 y,

posteriormente, presentados a consideración de la Junta

General de Accionistas celebrada con fecha 27 de abril de

2015, órgano que aprobó en forma definitiva los mismos.

Estos estados financieros consolidados se presentan en mi-

les de pesos chilenos (salvo mención expresa) por ser esta

la moneda funcional de la Sociedad. Las operaciones en el

extranjero se incluyen de conformidad con las políticas con-

tables establecidas en las Notas 2.6 y 3.m.

(1). Con fecha 1 de Febrero 2016, Enersis S.A. modificó su razón social a Enersis Américas S.A


solidados de cambios en el patrimonio por los años termina-

dos en esas fechas, en lo referido al registro de diferencias

de activos y pasivos por concepto de impuestos diferidos,

no son comparativos de acuerdo a lo explicado en los párra-

fos anteriores.

Los presentes estados financieros consolidados reflejan fiel-

mente la situación financiera de Endesa Chile al 31 de diciem-

bre de 2015 y 2014, y los resultados de las operaciones, los

cambios en el patrimonio neto y los flujos de efectivo por los

ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013.

Estos estados financieros consolidados presentan de forma

voluntaria las cifras correspondientes al año 2013 del estado

de resultados integrales consolidado, estado de flujos de

efectivo consolidado, estado de cambios en el patrimonio

neto consolidado, y sus correspondientes notas.

Estos estados financieros consolidados se han preparado

siguiendo el principio de empresa en marcha mediante la

aplicación del método de costo, con excepción, de acuerdo

a NIIF, de aquellos activos y pasivos que se registran a valor

razonable, y de aquellos activos no corrientes y grupos en

desapropiación disponibles para la venta, que se registran al

menor entre el valor contable y el valor razonable menos

costos de venta.

Los presentes estados financieros consolidados han sido

preparados a partir de los registros de contabilidad manteni-

dos por la Sociedad y filiales. Cada entidad prepara sus esta-

dos financieros siguiendo los principios y criterios contables

en vigor en cada país, por lo que en el proceso de consolida-

ción se han introducido los ajustes y reclasificaciones nece-

sarios para homogeneizar entre sí tales principios y criterios

para adecuarlos a las NIIF y las instrucciones de la SVS.

2.1 Principios contablesLos estados financieros consolidados de Endesa Chile al 31

de diciembre de 2015, aprobados por su Directorio en se-

sión celebrada con fecha 25 de febrero de 2016, han sido

preparados de acuerdo a instrucciones y normas emitidas

por la Superintendencia de Valores y Seguros de Chile (SVS),

las cuales se componen de las Normas Internacionales de

Información Financiera (NIIF), emitidas por el International

Accounting Standards Board (IASB), más instrucciones es-

pecíficas dictadas por la SVS.

Con fecha 17 de octubre de 2014, mediante la emisión del

Oficio Circular N° 856, la SVS instruyó a las entidades fiscali-

zadas registrar directamente en patrimonio las variaciones

en activos y pasivos por concepto de impuestos diferidos,

que surgieran como efecto directo del incremento en la tasa

de impuestos de primera categoría introducido en Chile por

la Ley 20.780. Esta instrucción de la SVS es la única que

contraviene las NIIF y los efectos contables que derivan de

la misma fueron registrados al 30 de septiembre de 2014

(ver nota 3.o y 17.c).

La aplicación del Oficio N° 856 de la SVS vino a modificar el

marco de preparación y presentación de estados financieros

utilizado por Endesa Chile a partir del ejercicio 2014, ya que

el anterior (NIIF), requiere ser adoptado de manera integral,

explícita y sin reservas.

No obstante que los estados financieros consolidados al 31

de diciembre de 2015 y 2014, fueron preparados sobre las

mismas bases de contabilización (instrucciones y normas

emitidas por la Superintendencia de Valores y Seguros de

Chile (SVS)), los estados consolidados de resultados integra-

les y la conformación de los correspondientes estados con-

Nota 2Bases de Presentación de los Estados Financieros Consolidados


2.2 Nuevos pronunciamientos contablesa) Pronunciamientos contables con aplicación efectiva a contar del 1 de enero de 2015:

Normas, Interpretaciones y Enmiendas Aplicación obligatoria para:

Enmienda a NIC 19: Beneficios a los empleados

El objetivo de esta enmienda es simplificar la contabilidad de las contribuciones que son independientes de los años de servicio del empleado, por ejemplo, contribuciones de los empleados que se calculan de acuerdo a un porcentaje fijo del sueldo.

Períodos anuales iniciados en o después del 1 de julio de 2014.

Mejoras a las NIIF (Ciclos 2010-2012 y 2011-2013)

Corresponde a una serie de mejoras, necesarias pero no urgentes, que modifican las siguientes normas: NIIF 2, NIIF 3, NIIF 8, NIIF 13, NIC 16, NIC 24, NIC 38 y NIC 40.

Períodos anuales iniciados en o después del 1 de julio de 2014.

Las enmiendas y mejoras a la normativa, que han entrado en vigor a partir del 1 de enero de 2015, no han tenido efectos

significativos en los estados financieros consolidados de Endesa Chile y filiales.

b) Pronunciamientos contables con aplicación efectiva a contar del 1 de enero de 2016 y siguientes:

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, los siguientes pronunciamientos contables habían

sido emitidos por el IASB, pero no eran de aplicación obligatoria:


Enmienda a NIIF 11: Acuerdos Conjuntos

Esta enmienda requiere que los principios relevantes de la contabilidad de las combinaciones de negocios, contenidos en la NIIF 3 y otros estándares, deben ser aplicados en la contabilidad para la adquisición de un interés en una operación conjunta, cuando la operación constituye un negocio.

Períodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2016.

Enmienda a NIC 16 y NIC 38: Métodos aceptables de depreciación y amortización

La enmienda a NIC 16 prohíbe de manera explícita la depreciación basada en los ingresos ordinarios para propiedades, plantas y equipos. En el caso de la NIC 38, la enmienda introduce la presunción refutable de que para los activos intangible el método de amortización basado en los ingresos ordinarios es inapropiado, estableciendo dos excepciones limitadas.


Mejoras a las NIIF (Ciclo 2012-2014)

Corresponde a una serie de mejoras, necesarias pero no urgentes, que modifican las siguientes normas: NIIF 5, NIIF 7, NIC 19 y NIC 34.


Enmienda a NIIF 10 y NIC 28: Venta y aportación de activos

La enmienda corrige una inconsistencia existente entre la NIIF 10 y la NIC 28 respecto al tratamiento con-table de la venta y aportaciones entre un inversionista y su asociada o negocio conjunto.


Enmienda a NIC 27: Método de la participación en los estados financieros separados

Permite a las entidades utilizar el método de la participación para contabilizar las inversiones en filiales, negocios conjuntos y asociadas en sus estados financieros separados. El objetivo de esta enmienda es minimizar los costos de cumplir con las NIIF, especialmente para quienes aplican NIIF por primera vez, sin reducir la información disponible para los inversores.



El Grupo está evaluando el impacto que tendrá la NIIF 9, la NIIF15 y NIIF16 en la fecha de su aplicación efectiva. La Adminis-

tración estima que el resto de normas y enmiendas pendientes de aplicación no tendrán un impacto significativo en los es-

tados financieros consolidados de Endesa y filiales.


Enmienda a NIC 1: Iniciativa de Revelación

El IASB emitió enmiendas a la NIC 1, como parte de su principal iniciativa para mejorar la presentación y revelación de información en los estados financieros. Estas modificaciones están diseñadas con el objetivo de alentar aún más a las empresas a aplicar el juicio profesional para determinar qué tipo de información revelar en sus estados financieros.


Enmienda a NIIF 10, NIIF 12 y NIC 28: Entidades de inversión, aplicación de la excepción de consolidación

Estas modificaciones de alcance restringido aclaran la aplicación de la excepción de consolidación para las entidades de inversión y sus subsidiarias. Las modificaciones además disminuyen las exigencias en circunstancias particulares, reduciendo los costos de la aplicación de las Normas.


NIIF 9: Instrumentos Financieros

Corresponde a la versión final de la norma, publicada en julio de 2014, y completa el proyecto del IASB de reemplazar a la NIC 39 “Instrumentos financieros: reconocimiento y medición”. Este proyecto fue dividido en tres etapas:

Fase 1 - Clasificación y medición de los activos y pasivos financieros: introduce un enfoque lógico para la clasificación de los activos financieros, basado en las características del flujo de efectivo y en el modelo de negocio. Este nuevo modelo también resulta en un único modelo de deterioro para todos los instrumentos financieros.

Fase 2 - Metodología del deterioro de valor: con el objetivo de reconocer las pérdidas crediticias de manera oportuna, la norma exige a las entidades dar cuenta de las pérdidas crediticias esperadas desde el momen-to en que los instrumentos financieros son reconocidos en los estados financieros.

Fase 3 - Contabilidad de coberturas: establece un nuevo modelo que está orientado a reflejar una mejor alineación entre la contabilidad y la gestión de los riesgos. Se incluyen además mejoras en las revelaciones requeridas.

Esta versión final de la NIIF 9 reemplaza a las versiones anteriores de la norma


NIIF 15: Ingresos procedentes de contratos con clientes

Esta nueva norma es aplicable a todos los contratos con clientes, excepto arrendamientos, instrumentos financieros y contratos de seguros. Su objetivo es mejorar la comparabilidad de la información financiera, proporcionando un nuevo modelo para el reconocimiento de ingresos y requerimientos más detallados para contratos con elementos múltiples. Además exige un mayor desglose de información. Esta norma reemplazará a las NIC 11 y NIC 18, y a las interpretaciones relacionadas con ellas (CINIIF 13, CINIIF 15, CINIIF 18 y SIC 31).


NIIF 16: Arrendamientos

Establece la definición de un contrato de arrendamiento y especifica el tratamiento contable de los activos y pasivos originados por estos contratos desde el punto de vista del arrendador y arrendatario. La nueva norma no difiere significativamente de la norma que la precede, NIC 17 Arrendamientos, con respecto al tratamiento contable desde el punto de vista del arrendador. Sin embargo, desde el punto de vista del arrendatario, la nueva norma requiere el reconocimiento de activos y pasivos para la mayoría de los contra-tos de arrendamientos.



ma eléctrico que deberá materializarse en las correspon-

dientes liquidaciones definitivas, pendientes de emitir en

la fecha de emisión de los estados financieros, y que po-

dría afectar a los saldos de activos, pasivos, ingresos y

costos, registrados en los mismos.

> La probabilidad de ocurrencia y el monto de los pasivos

de monto incierto o contingentes (ver Nota 3.I).

> Los desembolsos futuros para el cierre de las instalacio-

nes y restauración de terrenos, así como también las ta-

sas de descuento a utilizar (ver Notas 3.a).

> Los resultados fiscales de las distintas filiales de Endesa

Chile, que se declararán ante las respectivas autoridades

tributarias en el futuro, que han servido de base para el

registro de los distintos saldos relacionados con los im-

puestos sobre las ganancias en los presentes estados fi-

nancieros consolidados (ver Nota 3.o).

> Los valores razonables de activos adquiridos y pasivos

asumidos, y de la participación pre-existente en la adqui-

rida, en una combinación de negocios.

A pesar de que estos juicios y estimaciones se han realizado

en función de la mejor información disponible en la fecha de

emisión de los presentes estados financieros consolidados,

es posible que acontecimientos que puedan tener lugar en

el futuro obliguen a modificarlos (al alza o a la baja) en próxi-

mos períodos, lo que se haría de forma prospectiva, recono-

ciendo los efectos del cambio de juicio y estimación en los

correspondientes estados financieros consolidados futuros.

2.4 Entidades FilialesSe consideran entidades filiales a aquellas sociedades con-

troladas por Endesa Chile, directa o indirectamente. El con-

trol se ejerce si, y sólo si, están presente los siguientes ele-

mentos: i) poder sobre la filial, ii) exposición, o derecho, a

rendimientos variables de estas sociedades, y iii) capacidad

de utilizar poder para influir en el monto de estos rendimien-

tos.

Endesa Chile tiene poder sobre sus filiales cuando posee la

mayoría de los derechos de voto sustantivos, o sin darse

esta situación, posee derechos que le otorgan la capacidad

presente de dirigir sus actividades relevantes, es decir, las

actividades que afectan de forma significativa los rendimien-

tos de la filial.

El Grupo reevaluará si tiene o no control en una sociedad fi-

lial si los hechos y circunstancias indican que ha habido cam-

2.3 Responsabilidad de la información, juicios y estimaciones realizadasLa información contenida en estos estados financieros con-

solidados es responsabilidad del Directorio de la Sociedad,

que manifiesta expresamente que se han aplicado en su to-

talidad los principios y criterios incluidos en las NIIF y las

instrucciones de la SVS.

En la preparación de los estados financieros consolidados se

han utilizado determinados juicios y estimaciones realizados

por la Gerencia de la Sociedad, para cuantificar algunos de

los activos, pasivos, ingresos, gastos y compromisos que

figuran registrados en ellos.

Las áreas más importantes que han requerido juicio profe-

sional son las siguientes:

> En un acuerdo de concesión de servicios, determinación

de si un concedente controla o regula qué servicios debe

proporcionar el operador, a quién y a qué precio, factores

esenciales para la aplicación de CINIIF 12 (ver Nota 3.c.1).

> Identificación de las Unidades Generadoras de Efectivo

(UGE), para la realización de pruebas de deterioro (ver

Nota 3.d).

> Nivel de jerarquía de los datos de entrada utilizados para

valorar activos y pasivos medidos a valor razonable (ver

Nota 3.g).

Las estimaciones se refieren básicamente a:

> Las valoraciones realizadas para determinar la existencia

de pérdidas por deterioro de activos y plusvalías o fondos

de comercio (ver Nota 3.d).

> Las hipótesis empleadas en el cálculo actuarial de los pa-

sivos y obligaciones con los empleados, tales como tasas

de descuentos, tablas de mortalidad, incrementos sala-

riales, entre otros (ver Notas 3.l.1 y 23).

> La vida útil de las propiedades, plantas y equipos e intan-

gibles (ver Notas 3.a y 3.c).

> Las hipótesis utilizadas para el cálculo del valor razonable

de los instrumentos financieros (ver Notas 3.g y 20).

> Determinadas magnitudes del sistema eléctrico, inclu-

yendo las correspondientes a otras empresas, tales como

producción, facturación a clientes, energía consumida,

etc., que permiten estimar la liquidación global del siste-


2.4.2 Sociedades no consolidadas con participación superior al 50%Aunque el Grupo Endesa Chile posee una participación su-

perior al 50% en Centrales Hidroeléctricas de Aysén S.A. (en

adelante “Aysén”), tiene la consideración de “negocio con-

junto” ya que el Grupo, en virtud de pactos o acuerdos entre

accionistas, ejerce el control conjunto de la citada Sociedad.

2.4.3 Sociedades consolidadas con participación inferior al 50%Aunque el Grupo posee un 26,87% de participación en la

Sociedad Empresa Generadora de Energía Eléctrica S.A. (en

adelante “Emgesa”), esta compañía tiene la consideración

de “Sociedad filial” ya que Endesa Chile, en virtud de pactos

o acuerdos entre accionistas, o como consecuencia de la

estructura, composición y clases de accionariado, ejerce

control sobre la misma. El Grupo mantiene un 56,43% de las

acciones con derecho de voto de Emgesa.

Al 31 de diciembre de 2015, los activos y pasivos de Emgesa

han sido reclasificados a “mantenidos para distribuir a los

propietarios”. De la misma forma, sus resultados por los ejer-

cicios 2015, 2014 y 2013 han sido reclasificados a operacio-

nes discontinuadas.(Ver Notas 3.j y 4.1).

2.5 Sociedades asociadas y acuerdos conjuntos

Son sociedades asociadas aquellas en las que Endesa Chile,

directa o indirectamente, ejerce una influencia significativa.

La influencia significativa es el poder de intervenir en las de-

cisiones de política financiera y de operación de la asociada,

sin llegar a tener el control ni el control conjunto sobre di-

chas políticas. Con carácter general, la influencia significativa

se presume en aquellos casos en que el Grupo posee una

participación superior al 20% (ver Nota 3.h).

Por otra parte, se consideran acuerdos conjuntos aquellas en-

tidades en las que el grupo ejerce control gracias al acuerdo

con otros accionistas y conjuntamente con ellos, es decir,

cuando las decisiones sobre sus actividades relevantes re-

bios en uno o más de los elementos de control menciona-

dos anteriormente.

En el Anexo N° 1 de los presentes estados financieros con-

solidados, denominado “Sociedades que componen el Gru-

po Endesa Chile”, se describe la relación de Endesa Chile con

cada una de sus filiales.

2.4.1 Variaciones del perímetro de consolidaciónCon fecha 9 de enero de 2015, Endesa Chile en conjunto con

su filial Compañía Eléctrica de Tarapacá S.A., formalizó la

venta del 100% de sus acciones en la Sociedad Concesiona-

ria Túnel El Melón S.A., por un monto de M$ 25.000.000.

(ver nota 7.e y 30).

La salida de Sociedad Concesionaria Túnel El Melón S.A. del

perímetro de consolidación Endesa Chile supuso una reduc-

ción en el estado de situación financiera consolidado de M$

871.022 en los activos corrientes, M$ 7.107.941 en los acti-

vos no corrientes, M$ 3.700.546 en los pasivos corrientes y

de M$ 1.789.703 en los pasivos no corrientes.

Durante el primer semestre de 2014, ingresó al perímetro

de consolidación del Grupo la sociedad Inversiones GasA-

tacama Holding Limitada, como consecuencia de la com-

pra realizada por Endesa Chile S.A. del 50% adicional de

participación en dicha Sociedad, el 22 de abril de 2014 (ver

nota 6).

En virtud de esta operación, se incorporaron al Grupo, en cali-

dad de filiales, la Sociedad Inversiones GasAtacama Holding

Limitada, GasAtacama S.A., GasAtacama Chile S.A., Ga-

soducto TalTal S.A., Progas S.A., Gasoducto Atacama Argenti-

na S.A., Atacama Finance Co., GNL Norte S.A. y Energex Co.

El ingreso de Inversiones GasAtacama Holding Limitada al

perímetro de consolidación del Grupo Endesa Chile, supuso

un aumento en el estado de situación financiera consolidado

de M$ 198.924.289 en los activos corrientes, M$ 221.471.415

en los activos no corrientes, M$ 69.989.919 en los pasivos

corrientes y de M$ 35.672.488 en los pasivos no corrientes.

En el anexo N° 2 de los presentes estados financieros con-

solidados, denominado “Variaciones en el perímetro de con-

solidación” del Grupo Endesa Chile se detallan aquellas so-

ciedades que ingresaron al perímetro, junto a un detalle de

las participaciones relacionadas.


lial, esta diferencia es registrada como plusvalía. En el

caso de una compra a bajo precio, la ganancia resultan-

te se registra con abono a resultados, después de ree-

valuar si se han identificado correctamente todos los

activos adquiridos y pasivos asumidos y revisar los pro-

cedimientos utilizados para medir el valor razonable de

estos montos.

Para cada combinación de negocios, el Grupo elige si va-

lora las participaciones no controladoras de la adquirida

al valor razonable o por la parte proporcional de los acti-

vos netos identificables de la adquirida.

Si no es posible determinar el valor razonable de todos

los activos adquiridos y pasivos asumidos en la fecha de

adquisición, el Grupo informará los valores provisionales

registrados. Durante el período de medición, que no ex-

cederá de un año a partir de la fecha de adquisición, se

ajustarán retrospectivamente los valores provisionales

reconocidos y también se reconocerán activos o pasivos

adicionales, para reflejar nueva información obtenida so-

bre hechos y circunstancias que existían en la fecha de

adquisición, pero que no eran conocidos por la adminis-

tración en dicho momento.

En el caso de las combinaciones de negocios realizadas

por etapas, en la fecha de adquisición, se mide a valor

razonable la participación previamente mantenida en el

patrimonio de la sociedad adquirida y la ganancia o pérdi-

da resultante, si la hubiera, es reconocida en el resultado

del ejercicio.

2. El valor de la participación de los accionistas no controla-

dores en el patrimonio y en los resultados integrales de

las sociedades filiales se presenta, respectivamente, en

los rubros “Patrimonio Total: Participaciones no controla-

doras” del estado de situación financiera consolidado y

“Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no con-

troladoras” y “Resultado integral atribuible a participacio-

nes no controladoras” en el estado de resultados inte-

grales consolidado.

3. La conversión de los estados financieros de las socieda-

des extranjeras con moneda funcional distinta del peso

chileno se realiza del siguiente modo:

a. Los activos y pasivos, utilizando el tipo de cambio vi-

gente en la fecha de cierre de los estados financie-

ros.

quieren el consentimiento unánime de las partes que compar-

ten el control. Los acuerdos conjuntos se clasifican en:

> Negocio conjunto: acuerdo mediante el cual las partes

que ejercen el control conjunto tienen derecho a los acti-

vos netos de la entidad.

> Operación conjunta: acuerdo mediante el cual las partes

que ejercen el control conjunto tienen derecho a los acti-

vos y obligaciones con respecto a los pasivos relaciona-

dos con el acuerdo. Endesa Chile actualmente no posee

acuerdos conjuntos que califiquen como una operación

conjunta.

En el anexo N° 3 de los presentes estados financieros con-

solidados, denominado “Sociedades Asociadas y Negocios

Conjuntos”, se describe la relación de Endesa Chile con cada

una de dichas sociedades.

2.6 Principios de consolidación y combinaciones de negocioLas Sociedades filiales se consolidan, integrándose en los

estados financieros consolidados la totalidad de sus activos,

pasivos, ingresos, gastos y flujos de efectivo una vez realiza-

dos los ajustes y eliminaciones correspondientes de las ope-

raciones intra Grupo.

Los resultados integrales de las sociedades filiales, se inclu-

yen en el estado de resultados integrales consolidados des-

de la fecha en que la Sociedad Matriz obtiene el control de la

sociedad filial hasta la fecha en que pierde el control sobre

ésta.

La consolidación de las operaciones de la Sociedad Matriz y

de las sociedades filiales, se ha efectuado siguiendo los si-

guientes principios básicos:

1. En la fecha de toma de control, los activos adquiridos y

los pasivos asumidos de la sociedad filial son registra-

dos a valor razonable, excepto para ciertos activos y

pasivos que se registran siguiendo los principios de va-

loración establecidos en otras NIIF. Si el valor razonable

de la contraprestación transferida más el valor razona-

ble de cualquier participación no controladora excede el

valor razonable de los activos netos adquiridos de la fi-


se registran como transacciones de patrimonio, ajus-

tándose el valor en libros de las participaciones de

control y de las participaciones no controladoras, para

reflejar los cambios en sus participaciones relativas en

la sociedad filial. La diferencia que pueda existir, entre

el valor por el que se ajuste las participaciones no con-

troladoras y el valor razonable de la contraprestación

pagada o recibida, se reconoce directamente en el Pa-

trimonio atribuible a los propietarios de la controlado-

ra.

6. Las combinaciones de negocios bajo control común se

registran utilizando como referencia el método “pooling

interest”. Bajo este método los activos y pasivos involu-

crados en la transacción se mantienen reflejados al mis-

mo valor libro en que estaban registrados en la matriz

última, lo anterior sin perjuicio de la eventual necesidad

de realizar ajustes contables para homogenizar las políti-

cas contables de las empresas involucradas.

Cualquier diferencia entre los activos y pasivos aporta-

dos a la consolidación y la contraprestación entregada,

se registra directamente en el Patrimonio neto, como un

cargo o abono a “Otras reservas”. El Grupo no aplica un

registro retrospectivo de las combinaciones de negocio

bajo control común.

b. Las partidas del estado de resultados integral utili-

zando el tipo de cambio medio del período (a menos

que este promedio no sea una aproximación razona-

ble del efecto acumulativo de los tipos de cambio

existentes en las fechas de las transacciones, en

cuyo caso se utiliza el tipo de cambio de la fecha de

cada transacción).

c. El patrimonio se mantiene a tipo de cambio histórico

a la fecha de su adquisición o aportación, y al tipo de

cambio medio a la fecha de generación para el caso

de los resultados acumulados.

d. Las diferencias de cambio que se producen en la con-

versión de los estados financieros se registran en el

rubro “Ganancias (pérdidas) por diferencias de cam-

bio de conversión” dentro del estado de resultados

integrales consolidado: Otro resultado integral. (ver

Nota 24.2).

4. Los saldos y transacciones entre las sociedades consoli-

dadas se han eliminado en su totalidad en el proceso de

consolidación.

5. Los cambios en la participación en las sociedades filia-

les que no den lugar a una toma o pérdida de control


Nota 3Criterios Contables aplicadosLos principales criterios contables aplicados en la elabora-

ción de los estados financieros consolidados adjuntos, han

sido los siguientes:

a) Propiedades, planta y equipo

Las Propiedades, plantas y equipos se valoran a su costo de

adquisición, neto de su correspondiente depreciación acu-

mulada y de las pérdidas por deterioro que haya experimen-

tado. Adicionalmente al precio pagado por la adquisición de

cada elemento, el costo también incluye, en su caso, los si-

guientes conceptos:

> Los gastos financieros devengados durante el período de

construcción que sean directamente atribuibles a la ad-

quisición, construcción o producción de activos cualifica-

dos, que son aquellos que requieren de un período de

tiempo sustancial antes de estar listos para su uso, como,

por ejemplo, instalaciones de generación eléctrica. El

Grupo define período sustancial como aquel que supera

los doce meses. La tasa de interés utilizada es la corres-

pondiente al financiamiento específico o, de no existir, la

tasa media de financiamiento de la sociedad que realiza la

inversión. (Ver Nota 16.d.1).

> Los gastos de personal relacionados directamente con

las construcciones en curso. (Ver Nota 16.d.2).

> Los desembolsos futuros a los que Endesa Chile deberán

hacer frente en relación con el cierre de sus instalaciones

se incorporan al valor del activo por el valor razonable,

reconociendo contablemente la correspondiente provi-

sión por desmantelamiento o restauración. Endesa Chile

revisa anualmente su estimación sobre los mencionados

desembolsos futuros, aumentando o disminuyendo el va-

lor del activo en función de los resultados de dicha esti-

mación (ver Nota 22).

Las construcciones en curso se traspasan a activos en ex-

plotación una vez finalizado el período de prueba cuando se

encuentran disponibles para su uso, a partir de cuyo mo-

mento comienza su depreciación.

Los costos de ampliación, modernización o mejora que re-

presentan un aumento de la productividad, capacidad o efi-

ciencia o un alargamiento de la vida útil de los bienes se ca-

pitalizan como mayor valor de los correspondientes bienes.

Las sustituciones o renovaciones de elementos completos

que aumentan la vida útil del bien, o su capacidad económi-

ca, se registran como mayor valor de los respectivos bienes,

con el consiguiente retiro contable de los elementos susti-

tuidos o renovados.

Los gastos periódicos de mantenimiento, conservación y re-

paración, se registran directamente en resultados como

costo del período en que se incurren.

La Sociedad, en base al resultado de las pruebas de deterio-

ro explicado en la Nota 3.d, considera que el valor contable

de los activos no supera el valor recuperable de los mismos.

Las Propiedades, plantas y equipos, neto en su caso del va-

lor residual del mismo, se deprecia distribuyendo linealmen-

te el costo de los diferentes elementos que lo componen

entre los años de vida útil estimada, que constituyen el pe-

ríodo en que las sociedades esperan utilizarlos. La vida útil

estimada y los valores residuales se revisan al menos una

vez al año y, si procede, se ajusta en forma prospectiva.

Las siguientes son las principales clases de Propiedades,

plantas y equipos junto a sus respectivos intervalos de vidas

útiles estimadas:

Clases de Propiedades, plantas y equiposIntervalo de años

de vida útil estimadaEdificios 22 - 100Planta y equipos 3 - 85Equipamiento de tecnología de la información 3 – 15Instalaciones fijas y accesorios 5 – 21Vehículos de motor 5 - 10Otros 2 - 33


forma, sus resultados por los ejercicios 2015, 2014 y 2013

han sido reclasificados a operaciones discontinuadas.(Ver

Notas 3.j y 4.1).

“Las ganancias o pérdidas que surgen en ventas o retiros de

bienes de Propiedades, planta y equipo se reconocen como

Otras ganancias (pérdidas) en el estado de resultados inte-

grales y se calculan deduciendo del monto recibido por la

venta el valor neto contable del activo y los gastos de venta

correspondientes.

b) Plusvalía

La plusvalía (menor valor de inversiones o fondos de co-

mercio), surgida en combinaciones de negocios y refleja-

da en la consolidación, representa el exceso de valor de la

contraprestación transferida más el importe de cualquier

participación no controladora sobre los activos netos ad-

quiridos de la filial, todo medido a valor razonable en la

fecha de adquisición. En el caso de que la determinación

definitiva de la plusvalía se realice en los estados financie-

ros del año siguiente al de la adquisición de la participa-

ción, los rubros del ejercicio anterior que se presentan a

efectos comparativos se modifican para incorporar el va-

lor de los activos adquiridos y los pasivos asumidos y de

la plusvalía definitiva desde la fecha de adquisición de la

participación.

La plusvalía surgida en la adquisición de sociedades con mo-

neda funcional distinta del peso chileno se valora en la mo-

neda funcional de la sociedad adquirida, realizándose la con-

versión a pesos chilenos al tipo de cambio vigente a la fecha

del estado de situación financiera.

La plusvalía no se amortiza, sino que al cierre de cada ejerci-

cio contable, o cuando existan indicios se procede, a estimar

si se ha producido en ella algún deterioro que reduzca su

valor recuperable a un monto inferior al costo neto registra-

do, procediéndose, en su caso, al oportuno ajuste por dete-

rioro (ver Nota 3.d).

c) Activos Intangibles distintos de la Plusvalía

Los activos intangibles se reconocen inicialmente por su

costo de adquisición o producción y, posteriormente, se va-

loran a su costo neto de su correspondiente amortización

acumulada y de las pérdidas por deterioro que, en su caso,

hayan experimentado.

Adicionalmente, para mayor información, a continuación se

presenta una mayor apertura para la clase de plantas y equi-

pos:

Clases de Propiedades, plantas y equiposIntervalo de años de

vida útil estimada

Instalaciones de generación:

Centrales hidráulicas

Obra civil 35 – 65 Equipo electromecánico 10 – 85 Centrales térmicas 10 - 40 Renovables 10 - 35 Líneas de transporte 20 - 35

Instalaciones de transporte gas natural: Gasoductos 30 - 35

Los terrenos no se deprecian por tener una vida útil indefinida.

Por lo que respecta a las concesiones administrativas de las

que son titulares las compañías eléctricas del Grupo, a con-

tinuación se presenta un detalle del período restante hasta

su caducidad de aquella concesión que no tiene carácter in-

definido:

Empresa titular de la concesión

PaísAño de

inicio de la concesión

Plazo de la concesión

Período restante

hasta caducidad

Hidroeléctrica El Chocón S.A. (Generación)

Argentina 1993 30 años 8 años

En la medida en que el Grupo reconoce los activos como

Propiedades, plantas y equipos, éstos se amortizan durante

el período menor entre la vida económica o plazo concesio-

nal. Cualquier obligación de inversión, mejora o reposición

asumida por el Grupo, se considera en los cálculos de dete-

rioro de valor de las Propiedades, plantas y equipos como

una salida de flujos futuros comprometidos de carácter con-

tractual, necesarios para obtener las entradas de flujos de

efectivo futuras.

La administración de Endesa Chile evaluó las casuísticas es-

pecíficas de la concesión descrita anteriormente y concluyó

que no existen factores determinantes que indiquen que el

concedente (ente gubernamental), tiene el control sobre la

infraestructura y, simultáneamente, puede determinar de

forma permanente el precio del servicio. Estos requisitos

son indispensables para aplicar la CINIIF 12, interpretación

que establece cómo registrar y valorizar cierto tipo de conce-

siones (las que son de alcance de esta norma se presentan

en ( Nota 3.c.1.) . Al 31 de diciembre de 2015, los activos y

pasivos de Hidroeléctrica El Chocón han sido reclasificados

a “mantenidos para distribuir a los propietarios”. De la misma


Posteriormente, se amortizan dentro del período de dura-

ción de la concesión.

c.2) Gastos de investigación y desarrollo

Endesa Chile registra como activo intangible en el estado de

situación financiera los costos de los proyectos en la fase de

desarrollo siempre que su viabilidad técnica y rentabilidad

económica estén razonablemente aseguradas.

c.3) Otros activos intangibles

Estos activos intangibles corresponden fundamentalmente

a programas informáticos, servidumbres de paso y derechos

de agua. Su reconocimiento contable se realiza inicialmente

por su costo de adquisición o producción y, posteriormente,

se valoran a su costo neto de su correspondiente amortiza-

ción acumulada y de las pérdidas por deterioro que, en su

caso, hayan experimentado.

Los programas informáticos se amortizan, en promedio, en

5 años. Las servidumbres de paso y los derechos de agua en

algunos casos tienen vida útil indefinida, y por lo tanto no se

amortizan, y en otros tienen una vida útil que, dependiendo

de las características propias de cada caso, varía en un rango

cercano a los 40 o 60 años, plazo que es utilizado para efec-

tuar su amortización.

d) Deterioro del valor de los activos no financieros.

A lo largo del ejercicio, y fundamentalmente en la fecha de

cierre del mismo, se evalúa si existe algún indicio de que al-

gún activo hubiera podido sufrir una pérdida por deterioro.

En caso de que exista algún indicio se realiza una estimación

del monto recuperable de dicho activo para determinar, en

su caso, el monto del deterioro. Si se trata de activos identi-

ficables que no generan flujos de caja de forma independien-

te, se estima la recuperabilidad de la Unidad Generadora de

Efectivo (UGE) a la que pertenece el activo, entendiendo

como tal el menor grupo identificable de activos que genera

entradas de efectivo independientes.

Independientemente de lo señalado en el párrafo anterior,

en el caso de las UGE a las que se han asignado plusvalías o

activos intangibles con una vida útil indefinida, el análisis de

su recuperabilidad se realiza de forma sistemática al cierre

de cada ejercicio.

Los activos intangibles se amortizan linealmente durante su

vida útil, a partir del momento en que se encuentran en con-

diciones de uso, salvo aquellos con vida útil indefinida, en

los cuales no aplica la amortización. Al 31 de diciembre de

2015 y 2014, no existen activos intangibles con vida útil inde-

finida por montos significativos.

Los criterios para el reconocimiento de las pérdidas por de-

terioro de estos activos y, en su caso, de las recuperaciones

de las pérdidas por deterioro registradas en ejercicios ante-

riores se explican en la letra d) de esta Nota.

Un activo intangible se da de baja cuando se enajene o dis-

ponga de la misma por otra vía, o cuando no se espere obte-

ner beneficios económicos futuros por su utilización, enaje-

nación o disposición por otra vía.

Las ganancias o pérdidas que surgen en ventas de activos

intangibles, se reconocen en los resultados del ejercicio y se

determinan como la diferencia entre el valor de venta y el

valor neto contable del activo.

c.1) Concesiones.

Los acuerdos de concesión de servicios públicos a un opera-

dor privado, se registran atendiendo a lo establecido en la

CINIIF 12 “Acuerdos de Concesión de Servicios”. Esta inter-

pretación contable aplica si:

a) La concedente controla o regula qué servicios debe pro-

porcionar el operador con la infraestructura, a quién debe

suministrarlos y a qué precio; y

b) La concedente controla a través de la propiedad, del de-

recho de usufructo o de otra manera cualquier participa-

ción residual significativa en la infraestructura al final del

plazo del acuerdo.

De cumplirse simultáneamente con las condiciones expues-

tas anteriormente, se reconoce un activo intangible en la

medida que el operador recibe un derecho a efectuar cargos

a los usuarios del servicio público, siempre y cuando estos

derechos estén condicionados al grado de uso del servicio.

El reconocimiento inicial de estos intangibles se realiza al

costo, entendiendo por éste el valor razonable de la contra-

prestación entregada, más otros costos directos que sean

directamente atribuibles a la operación.


En el caso de que el monto recuperable de la UGE sea infe-

rior al valor neto en libros del activo, se registra la correspon-

diente provisión por pérdida por deterioro por la diferencia,

con cargo al rubro “Pérdidas por deterioro de valor (Reversio-

nes)” del estado de resultados integrales consolidado. Dicha

provisión es asignada, en primer lugar, al valor de la plusvalía

de la UGE, en caso de existir, y a continuación, a los demás

activos que la componen, prorrateando en función del valor

contable de cada uno de ellos, con el límite de su valor razo-

nable menos los costos de venta, o su valor de uso, y sin

que pueda resultar un valor negativo.

Las pérdidas por deterioro reconocidas en un activo en ejer-

cicios anteriores, son revertidas cuando se presentan indi-

cios de que esta pérdida ya no existe o podría haber dismi-

nuido, aumentando el valor del activo con abono a resultados

con el límite del valor en libros que el activo hubiera tenido

de no haberse realizado el ajuste contable. En el caso de la

plusvalía, los ajustes contables que se hubieran realizado no

son reversibles.

Al cierre del ejercicio 2015, los activos sujetos a análisis de

deterioro que se relacionan con operaciones fuera de Chile

han sido recalificados a “mantenidos para distribución a los

propietarios”.(Ver Notas 3.j y 4).

e) Arrendamientos.

Para determinar si un contrato es, o contiene, un arrenda-

miento, Endesa Chile analiza el fondo económico del acuer-

do, evaluando si el cumplimiento del contrato depende del

uso de un activo específico y si el acuerdo transfiere el dere-

cho de uso del activo. Si se cumplen ambas condiciones, se

separa al inicio del contrato, en función de sus valores razo-

nables, los pagos y contraprestaciones relativos al arrenda-

miento, de los correspondientes al resto de elementos in-

corporados al acuerdo.

Los arrendamientos en los que se transfieren sustancial-

mente todos los riesgos y beneficios inherentes a la propie-

dad se clasifican como financieros. El resto de arrendamien-

tos se clasifican como operativos.

Los arrendamientos financieros en los que Endesa Chile ac-

túa como arrendatario se reconocen al comienzo del contrato,

registrando un activo según su naturaleza y un pasivo por el

mismo monto e igual al valor razonable del bien arrendado, o

bien al valor presente de los pagos mínimos por el arrenda-

miento, si éste fuera menor. Posteriormente, los pagos míni-

El monto recuperable es el mayor entre el valor razonable

menos el costo necesario para su venta y el valor en uso,

entendiendo por éste el valor actual de los flujos de caja fu-

turos estimados. Para el cálculo del valor de recuperación de

las Propiedades, plantas y equipos, de la plusvalía, y del ac-

tivo intangible, el valor en uso es el criterio utilizado por el

Grupo en prácticamente la totalidad de los casos.

Para estimar el valor en uso, el Grupo prepara las proyeccio-

nes de flujos de caja futuros antes de impuestos a partir de

los presupuestos más recientes disponibles. Estos presu-

puestos incorporan las mejores estimaciones de la Gerencia

del Grupo sobre los ingresos y costos de las UGE utilizando

las proyecciones sectoriales, la experiencia del pasado y las

expectativas futuras.

Estas proyecciones cubren, en general, los próximos cinco

años, estimándose los flujos para los años siguientes apli-

cando tasas de crecimiento razonables, las cuales en ningún

caso son crecientes ni superan a las tasas medias de creci-

miento a largo plazo para el sector y país del que se trate. Al

cierre de 2015 y 2014, las tasas utilizadas para extrapolar las

proyecciones fueron las que a continuación se detallan:

País Tasas de crecimiento (g)

31-12-2015 31-12-2014

Chile 4,5% 2,2% 4,1%

Argentina 11,1% 6,9%

Brasil 4,1% 5,6% 5,0% 5,9%

Perú 3,1% 3,4%

Colombia 3,5% 4,3%

Estos flujos se descuentan para calcular su valor actual a una

tasa antes de impuestos que recoge el costo de capital del

negocio y del área geográfica en que se desarrolla. Para su

cálculo se tiene en cuenta el costo actual del dinero y las

primas de riesgo utilizadas de forma general entre los analis-

tas para el negocio y zona geográfica.

Las tasas de descuento antes de impuestos, expresadas en

términos nominales, aplicadas en 2015 y 2014 fueron las si-

guientes:

País

Moneda

31-12-2015 31-12-2014

Mínimo Máximo Mínimo Máximo

Chile Peso chileno 12,7% 9,6% 13,0%

Argentina Peso argentino 34,5% 39,4% 37,2% 38,9%

Brasil Real brasileño 11,1% 21,1% 9,7% 22,7%

Perú Nuevo sol peruano 11,3% 12,6%

Colombia Peso colombiano 15,1% 13,3%


> Inversiones mantenidas hasta vencimiento: Aquellas

que Endesa Chile tiene intención y capacidad de conser-

var hasta su vencimiento, se contabilizan al costo amorti-

zado según se ha definido en el párrafo anterior.

> Activos financieros registrados a valor razonable con

cambios en resultados: Incluye la cartera de negocia-

ción y aquellos activos financieros que han sido designa-

dos como tales en el momento de su reconocimiento

inicial y que se gestionan y evalúan según el criterio de

valor razonable. Se valorizan en el estado de situación fi-

nanciera consolidado por su valor razonable y las variacio-

nes en su valor se registran directamente en resultados

en el momento que ocurren.

> Activos financieros disponibles para la venta: Son los

activos financieros que se designan específicamente

como disponibles para la venta o aquellos que no encajan

dentro de las tres categorías anteriores, correspondiendo

casi en su totalidad a inversiones financieras en instru-

mentos de patrimonio. (ver Nota 8).

Estas inversiones figuran en el estado de situación finan-

ciera consolidado por su valor razonable cuando es posi-

ble determinarlo de forma fiable. En el caso de participa-

ciones en sociedades no cotizadas o que tienen muy

poca liquidez, normalmente el valor razonable no es posi-

ble determinarlo de forma fiable, por lo que, cuando se da

esta circunstancia, se valoran por su costo de adquisición

o por un monto inferior si existe evidencia de su deterio-

ro.

Las variaciones del valor razonable, netas de su efecto

fiscal, se registran en el estado de resultados integrales

consolidado: Otros resultados integrales, hasta el mo-

mento en que se produce la enajenación de estas inver-

siones, momento en el que el monto acumulado en este

rubro es imputado íntegramente en la ganancia o pérdida

del ejercicio.

En caso de que el valor razonable sea inferior al costo de

adquisición, si existe una evidencia objetiva de que el ac-

tivo ha sufrido un deterioro que no pueda considerarse

temporal, la diferencia se registra directamente en pérdi-

das del ejercicio.

Las compras y ventas de activos financieros se contabilizan

utilizando la fecha de negociación.

f.2) Efectivo y otros medios líquidos equivalentes

Bajo este rubro del estado de situación consolidado se regis-

tra el efectivo en caja, saldos en bancos, depósitos a plazo y

otras inversiones a corto plazo, (igual o inferior a 90 días des-

de la fecha de inversión), de alta liquidez que son rápidamen-

mos por arrendamiento se dividen entre gasto financiero y

reducción de la deuda. El gasto financiero se reconoce como

gasto y se distribuye entre los ejercicios que constituyen el

período de arrendamiento, de forma que se obtiene una tasa

de interés constante en cada ejercicio sobre el saldo de la

deuda pendiente de amortizar. El activo se deprecia en los

mismos términos que el resto de activos depreciables simila-

res, si existe certeza razonable de que el arrendatario adquirirá

la propiedad del activo al finalizar el arrendamiento. Si no exis-

te dicha certeza, el activo se deprecia en el plazo menor entre

la vida útil del activo o el plazo del arrendamiento.

En el caso de los arrendamientos operativos, las cuotas se

reconocen como gasto en caso de ser arrendatario, y como

ingreso en caso de ser arrendador, de forma lineal durante el

plazo del mismo, salvo que resulte más representativa otra

base sistemática de reparto.

f) Instrumentos financieros

Un instrumento financiero es cualquier contrato que dé lu-

gar, simultáneamente, a un activo financiero en una entidad

y a un pasivo financiero o a un instrumento de patrimonio en

otra entidad.

f.1) Activos financieros excepto derivados

Endesa Chile clasifica sus activos financieros no derivados,

ya sean permanentes o temporales, excluidas las inversio-

nes contabilizadas por el método de participación (ver Nota

13) y las mantenidas para la venta, en cuatro categorías:

> Préstamos y cuentas por cobrar: Las cuentas comercia-

les y otras cuentas por cobrar y cuentas por cobrar a em-

presas relacionadas se registran a su costo amortizado,

correspondiendo éste al valor razonable inicial, menos las

devoluciones del principal efectuadas, más los intereses

devengados no cobrados calculados por el método de la

tasa de interés efectiva.

El método de la tasa de interés efectiva es un método de

cálculo del costo amortizado de un activo o un pasivo fi-

nanciero (o de un grupo de activos o pasivos financieros)

y de imputación del ingreso o gasto financiero a lo largo

del período relevante. La tasa de interés efectiva es la

tasa de descuento que iguala exactamente los flujos de

efectivo por cobrar o por pagar estimados a lo largo de la

vida esperada del instrumento financiero (o, cuando sea

adecuado, en un período más corto) con el monto neto en

libros del activo o pasivo financiero.


incluye en la Nota 18, ésta ha sido dividida en deuda a tasa

de interés fija (en adelante, “deuda fija”) y deuda a tasa de

interés variable (en adelante, “deuda variable”). La deuda fija

es aquella que a lo largo de su vida paga cupones de interés

fijados desde el inicio de la operación, ya sea explícita o im-

plícitamente. La deuda variable es aquella deuda emitida con

tipo de interés variable, es decir, cada cupón se fija en el

momento del inicio de cada período en función de la tasa de

interés de referencia. La valoración de toda la deuda se ha

realizado mediante el descuento de los flujos futuros espe-

rados con la curva de tasa de interés de mercado según la

moneda de pago.

f.5) Derivados y operaciones de cobertura

Los derivados mantenidos por Endesa Chile corresponden

fundamentalmente a operaciones contratadas con el fin de

cubrir el riesgo de tasa de interés y/o de tipo de cambio, que

tienen como objetivo eliminar o reducir significativamente

estos riesgos en las operaciones subyacentes que son obje-

to de cobertura.

Los derivados se registran por su valor razonable en la fecha

del estado de situación financiera. En el caso de derivados

financieros, si su valor es positivo se registran en el rubro

“Otros activos financieros” y si es negativo en el rubro

“Otros pasivos financieros”. Si se trata de derivados sobre

commodities, el valor positivo se registra en el rubro “Cuen-

tas comerciales y otras cuentas por cobrar” y si es negativo

en el rubro “Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar”.

Los cambios en el valor razonable se registran directamente

en resultados, salvo en el caso de que el derivado haya sido

designado contablemente como instrumento de cobertura y

se den todas las condiciones establecidas por las NIIF para

aplicar contabilidad de cobertura, entre ellas, que la cobertu-

ra sea altamente efectiva, en cuyo caso su registro es el si-

guiente:

> Coberturas de valor razonable: La parte del subyacente

para la que se está cubriendo el riesgo se valora por su

valor razonable al igual que el instrumento de cobertura,

registrándose en el estado de resultados integrales las

variaciones de valor de ambos, neteando los efectos en el

mismo rubro del estado de resultados integrales.

> Coberturas de flujos de efectivo: Los cambios en el va-

lor razonable de los derivados se registran, en la parte en

que dichas coberturas son efectivas, en una reserva del

Patrimonio Total denominada “Coberturas de flujo de

te realizables en caja y que tienen un bajo riesgo de cambios

de su valor.

f.3) Deterioro de valor de los activos financieros

Para determinar la necesidad de realizar un ajuste por dete-

rioro en los activos financieros, se sigue el siguiente proce-

dimiento:

> En el caso de los activos financieros que tienen origen

comercial incluidos dentro de la categoría “Préstamos y

cuentas por cobrar”, se provisionan los saldos sobre los

cuales existe evidencia objetiva de la incapacidad de recu-

peración de valor. Con carácter general, las sociedades

del Grupo tienen definida una política para el registro de

provisiones por deterioro en función de la antigüedad del

saldo vencido, excepto en aquellos casos en que exista

alguna particularidad que hace aconsejable el análisis es-

pecífico de cobrabilidad, como puede ser el caso de mon-

tos por cobrar a entidades públicas (ver Nota 9).

> Para el caso de los activos financieros con origen financie-

ro, que se incluyen dentro de las categorías “Préstamos y

cuentas por cobrar” e “Inversiones mantenidas hasta el

vencimiento”, la determinación de la necesidad de dete-

rioro se realiza mediante un análisis específico en cada

caso, y se mide como la diferencia entre el valor contable

y el valor presente de los flujos de efectivo futuros esti-

mados, descontados a la tasa de interés efectiva original

(ver Notas 8 y 20).

> Para el caso de las inversiones financieras disponibles

para la venta, los criterios de deterioro se detallan en la

Nota 3.f.1.

f.4) Pasivos financieros excepto derivados.

Los pasivos financieros se registran generalmente por el

efectivo recibido, neto de los costos incurridos en la transac-

ción. En períodos posteriores estas obligaciones se valoran

a su costo amortizado, utilizando el método de la tasa de

interés efectiva. (ver Nota 3.f.1).

En el caso particular de que los pasivos sean el subyacente

de un derivado de cobertura de valor razonable, como excep-

ción, se valoran por su valor razonable por la parte del riesgo

cubierto.

Para el cálculo del valor razonable de la deuda, tanto para los

casos en que se registra en el estado de situación financiera

como para la información sobre su valor razonable que se


propósito utilizarlos para la generación de electricidad, los de

compra de electricidad se utilizan para concretar ventas a

clientes finales, y los de venta de electricidad para la coloca-

ción de producción propia.

La Sociedad también evalúa la existencia de derivados implí-

citos en contratos e instrumentos financieros para determi-

nar si sus características y riesgos están estrechamente re-

lacionados con el contrato principal siempre que el conjunto

no esté siendo contabilizado a valor razonable. En caso de

no estar estrechamente relacionados, son registrados sepa-

radamente contabilizando las variaciones de valor directa-

mente en el estado de resultados integrales.

f.6) Baja de activos y pasivos financieros

Los activos financieros se dan de baja contablemente cuando:

> Los derechos a recibir flujos de efectivo relacionados con

los activos han vencido o se han transferido o, aún rete-

niéndolos, se han asumido obligaciones contractuales

que determinan el pago de dichos flujos a uno o más re-

ceptores.

> La Sociedad ha traspasado sustancialmente los riesgos y

beneficios derivados de su titularidad o, si no los ha cedi-

do ni retenido de manera sustancial, cuando no retenga el

control de activo.

Las transacciones en las que la Sociedad retiene de manera

sustancial todos los riesgos y beneficios, que son inheren-

tes a la propiedad de un activo financiero cedido, se regis-

tran como un pasivo de la contraprestación recibida. Los

gastos de la transacción se registran en resultados siguien-

do el método de la tasa de interés efectiva (ver Nota 3.f.1).

Los pasivos financieros son dados de baja cuando se extin-

guen, es decir, cuando la obligación derivada del pasivo haya

sido pagada, cancelada o bien haya expirado.

f.7) Compensación de activos y pasivos financieros

El Grupo compensa activos y pasivos financieros, y el monto

neto se presenta en el estado de situación financiera, sólo

cuando:

> existe un derecho, exigible legalmente, de compensar los

montos reconocidos; y

> existe la intención de liquidar sobre una base neta, o de

realizar el activo y liquidar el pasivo simultáneamente.

caja”. La pérdida o ganancia acumulada en dicho rubro se

traspasa al estado de resultados integrales en la medida

que el subyacente tiene impacto en el estado de resulta-

dos integrales por el riesgo cubierto, neteando dicho

efecto en el mismo rubro del estado de resultados inte-

grales. Los resultados correspondientes a la parte inefi-

caz de las coberturas se registran directamente en el es-

tado de resultados integrales.

Una cobertura se considera altamente efectiva cuando los

cambios en el valor razonable o en los flujos de efectivo del

subyacente directamente atribuibles al riesgo cubierto, se

compensan con los cambios en el valor razonable o en los

flujos de efectivo del instrumento de cobertura, con una

efectividad comprendida en un rango de 80%-125%.

La Sociedad no aplica contabilidad de cobertura sobre sus

inversiones en el exterior.

Como norma general, los contratos de compra o venta a lar-

go plazo de “commodities” se valorizan en el estado de si-

tuación financiera por su valor razonable en la fecha de cie-

rre, registrando las diferencias de valor directamente en

resultados, excepto cuando se den todas las condiciones

que se mencionan a continuación:

> La única finalidad del contrato es el uso propio, enten-

diendo por tal, en el caso de los contratos de compras de

combustible su uso para la generación de electricidad, en

los de compra de electricidad para comercialización, su

venta a clientes finales y en los de venta de electricidad,

la venta al cliente final.

> Las proyecciones futuras de Endesa Chile justifican la

existencia de estos contratos con la finalidad de uso pro-

pio.

> La experiencia pasada de los contratos demuestra que se

han utilizado para uso propio, excepto en aquellos casos

esporádicos en que haya sido necesario otro uso por mo-

tivos excepcionales o asociados con la gestión logística

fuera del control y de la proyección de Endesa Chile.

> El contrato no estipule su liquidación por diferencia, ni

haya habido una práctica de liquidar por diferencias con-

tratos similares en el pasado.

Los contratos de compra o venta a largo plazo de “commo-

dities” que mantiene formalizados Endesa Chile, fundamen-

talmente de electricidad, combustible y otros insumos,

cumplen con las características descritas anteriormente.

Así, los contratos de compras de combustibles tienen como


cluyen en el nivel 1 y que son observables para activos o

pasivos, ya sea directamente (es decir, como precio) o indi-

rectamente (es decir, derivado de un precio). Los métodos y

las hipótesis utilizadas para determinar los valores razona-

bles de nivel 2, por clase de activos financieros y pasivos fi-

nancieros, tienen en consideración la estimación de los flu-

jos de caja futuros, descontados con las curvas cero cupón

de tipos de interés de cada divisa. Todas las valoraciones

descritas se realizan a través de herramientas externas,

como por ejemplo “Bloomberg”);

En el caso de los derivados no negociables en mercados

organizados, Endesa Chile utiliza para su valoración la me-

todología de los flujos de caja descontados y modelos de

valoración de opciones generalmente aceptados, basándo-

se en las condiciones del mercado tanto de contado como

de futuros a la fecha de cierre de los estados financieros,

incluyendo asimismo un ajuste por riesgo de crédito propio

o “Debt Valuation Adjustment (DVA)” y el riesgo de contra-

parte o “Credit Valuation Adjustment (CVA)”. La medición

del “Credit Valuation Adjustment (CVA)” / “Debt Valuation

Adjustment (DVA)” se realiza basándose en la exposición

potencial futura del instrumento (posición acreedora o deu-

dora) y el perfil de riesgo de las contrapartes y el propio del

Grupo.

Nivel 3: Inputs para activos o pasivos que no están basados

en información observable de mercado (inputs no observa-

bles).

Al medir el valor razonable el Grupo tiene en cuenta las ca-

racterísticas del activo o pasivo, en particular:

> Para activos no financieros, una medición del valor razo-

nable tiene en cuenta la capacidad del participante en el

mercado para generar beneficios económicos mediante

la utilización del activo en su máximo y mejor uso, o me-

diante la venta de éste a otro participante del mercado

que utilizaría el activo en su máximo y mejor uso;

> Para pasivos e instrumentos de patrimonio propio, el valor

razonable supone que el pasivo no se liquidará y el instru-

mento de patrimonio no se cancelará, ni se extinguirán de

otra forma en la fecha de medición. El valor razonable del

pasivo refleja el efecto del riesgo de incumplimiento, es

decir, el riesgo de que una entidad no cumpla una obliga-

ción, el cual incluye, pero no se limita, al riesgo de crédito

propio de la compañía;

> En el caso de activos financieros y pasivos financieros

con posiciones compensadas en riesgo de mercado o

f.8) Contratos de garantías financieras

Los contratos de garantías financieras, entendiendo como

tales las garantías concedidas por Endesa Chile y sus filiales

a favor de terceros, se reconocen inicialmente por su valor

razonable, ajustando los costos de transacción que sean di-

rectamente atribuibles a la emisión de la garantía.

Con posterioridad a su reconocimiento inicial, los contratos

de garantías financieras se valoran al mayor de:

> el valor determinado de acuerdo con la política contable

de la Nota 3.m; y

> el valor inicialmente reconocido menos, cuando proceda,

la amortización acumulada.

g) Medición del valor razonable

El valor razonable de un activo o pasivo se define como el

precio que sería recibido por vender un activo o pagado por

transferir un pasivo, en una transacción ordenada entre par-

ticipantes del mercado en la fecha de medición.

La medición a valor razonable asume que la transacción para

vender un activo o transferir un pasivo tiene lugar en el mer-

cado principal, es decir, el mercado de mayor volumen y ni-

vel de actividad para el activo o pasivo. En ausencia de un

mercado principal, se asume que la transacción se lleva a

cabo en el mercado más ventajoso al cual tenga acceso la

entidad, es decir, el mercado que maximiza la cantidad que

sería recibido para vender el activo o minimiza la cantidad

que sería pagado para transferir el pasivo.

Para la determinación del valor razonable, el Grupo utiliza las

técnicas de valoración que sean apropiadas a las circunstan-

cias y sobre las cuales existan datos suficientes para realizar

la medición, maximizando el uso de datos de entrada obser-

vables relevantes y minimizando el uso de datos de entrada

no observables.

En consideración a la jerarquía de los datos de entrada utili-

zados en las técnicas de valoración, los activos y pasivos

medidos a valor razonable pueden ser clasificados en los si-

guientes niveles:

Nivel 1: Precio cotizado (no ajustado) en un mercado activo

para activos y pasivos idénticos.

Nivel 2: Inputs diferentes a los precios cotizados que se in-


j) Activos no corrientes (o grupo de activos para su disposición) clasificados como mantenidos para la venta o como mantenido para distribuir a los propietarios y operaciones discontinuadas

La Sociedad clasifica como activos no corrientes (o grupo de

activos para su disposición) clasificados como mantenidos

para la venta o como mantenidos para distribuir a los propie-

tarios, las Propiedades, Plantas y Equipos, los intangibles,

las inversiones en asociadas, los negocios conjuntos y los

grupos sujetos a desapropiación (grupo de activos que se

van a enajenar junto con sus pasivos directamente asocia-

dos), para los cuales en la fecha de cierre del estado de si-

tuación financiera se han iniciado gestiones activas para su

venta, o para su distribución a los propietarios, y se estima

que es altamente probable que la operación se concrete du-

rante el periodo de doce meses siguientes.

Los activos o grupos sujetos a desapropiación, clasificados

como mantenidos para la venta, se valorizan al menor de su

valor en libros o su valor razonable menos los costos de ven-

ta, y dejan de amortizarse desde el momento en que adquie-

ren esta clasificación.

Los activos o grupos sujetos a desapropiación, clasificados

como mantenidos para distribuir a los propietarios, se valori-

zan al menos valor entre su monto en libros y su valor razo-

nable menos los costos de la distribución.

Los activos que dejen de estar clasificados como manteni-

dos para la venta, o dejen de formar parte de un grupo de

elementos enajenables, son valorados al menor de su valor

contable antes de su clasificación, menos las depreciacio-

nes, amortizaciones o revalorizaciones que se hubieran re-

conocido si no se hubieran clasificado como tales, y el valor

recuperable en la fecha en la que van a ser reclasificados a

Activos no corrientes.

Los activos no corrientes mantenidos para la venta y los com-

ponentes de los grupos sujetos a desapropiación, clasificados

como mantenidos para la venta o como mantenidos para dis-

tribuir a los propietarios, se presentan en el estado de situa-

ción financiera consolidado de la siguiente forma: Los activos

en una única línea denominada “Activos no corrientes o gru-

pos de activos para su disposición clasificados como mante-

nidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los

propietarios” y los pasivos también en una única línea deno-

minada “Pasivos incluidos en grupos de activos para su dispo-

sición clasificados como mantenidos para la venta”.

riesgo de crédito de la contraparte, se permite medir el

valor razonable sobre una base neta, de forma congruen-

te con la forma en que los participantes del mercado pon-

drían precio a la exposición de riesgo neta en la fecha de

medición.

h) Inversiones contabilizadas por el método de participación

Las participaciones que el Grupo posee en negocios conjun-

tos y asociadas se registran siguiendo el método de partici-

pación.

Según el método de participación, la inversión en una aso-

ciada o negocio conjunto se registra inicialmente al costo. A

partir de la fecha de adquisición, se registra la inversión en el

estado de situación financiera por la proporción de su patri-

monio total que representa la participación de Endesa Chile

en su capital, una vez ajustado, en su caso, el efecto de las

transacciones realizadas con las filiales, más las plusvalías

que se hayan generado en la adquisición de la Sociedad. Si

el monto resultante fuera negativo, se deja la participación

en cero en el estado de situación financiera, a no ser que

exista la obligación presente (ya sea legal o implícita) por

parte de Endesa Chile de reponer la situación patrimonial de

la Sociedad, en cuyo caso, se registra la provisión correspon-

diente.

La plusvalía relativa a la asociada o negocio conjunto se in-

cluye en el valor libro de la inversión y no se amortiza ni se

realiza una prueba individual de deterioro, a menos que exis-

tan indicadores de deterioro.

Los dividendos percibidos de estas sociedades se registran

reduciendo el valor de la inversión y los resultados obtenidos

por las mismas, que corresponden a Endesa Chile conforme

a su participación, se registran en el rubro “Participación en

ganancia (pérdida) de Asociadas contabilizadas por el méto-

do de participación”.

En el Anexo N° 3 de los presentes estados financieros con-

solidados, denominado “Sociedades Asociadas y Negocios

Conjuntos”, se describe la relación de Endesa Chile con cada

una de estas entidades.

i) Inventarios

Los inventarios se valoran al precio medio ponderado de ad-

quisición o valor neto de realización si éste es inferior.


rodean a la obligación. Cuando una provisión se mide utili-

zando flujos de caja estimados para liquidar la obligación pre-

sente, su valor libros es el valor presente de esos flujos de

caja (cuando el efecto del valor del dinero en el tiempo es

importante). El devengo del descuento se reconoce como

gasto financiero. Los costos legales incrementales espera-

dos a ser incurridos en la resolución de la reclamación legal

se incluyen en la medición de la provisión.

Las provisiones son revisadas al cierre de cada período de

reporte y son ajustadas para reflejar la mejor estimación ac-

tual. Si ya no es probable que se requerirá un desembolso

de beneficios económicos para liquidar la obligación, la pro-

visión es reversada.

Un pasivo contingente no implica el reconocimiento de una

provisión. Los costos legales esperados a ser incurridos en

la defensa de la reclamación legal son llevados a resultados

cuando se incurre en ellos. Los pasivos contingentes signifi-

cativos son revelados a menos que la probabilidad de un

desembolso de beneficios económicos sea remota.

I.1) Provisiones por obligaciones post empleo y otras similares.

Endesa Chile y algunas filiales tienen contraídos compromi-

sos por pensiones y otros similares con sus trabajadores.

Dichos compromisos, tanto de prestación definida como de

aportación definida, están instrumentados básicamente a

través de planes de pensiones excepto en lo relativo a deter-

minadas prestaciones en especie, fundamentalmente los

compromisos de suministro de energía eléctrica, para los

cuales, dada su naturaleza, no se ha llevado a cabo la exter-

nalización y su cobertura se realiza mediante la correspon-

diente provisión interna.

Para los planes de prestación definida, las sociedades regis-

tran el gasto correspondiente a estos compromisos siguien-

do el criterio del devengo durante la vida laboral de los em-

pleados mediante la realización, a la fecha de los estados

financieros, de los oportunos estudios actuariales calculados

aplicando el método de la unidad de crédito proyectada. Los

costos por servicios pasados que corresponden a variacio-

nes en las prestaciones, son reconocidos inmediatamente.

Los compromisos por planes de prestación definida repre-

sentan el valor actual de las obligaciones devengadas, una

vez deducido el valor razonable de los activos aptos afectos

a los distintos planes, cuando es aplicable.

A su vez, una operación discontinuada es un componente

del Grupo que ha sido vendido o se ha dispuesto de él por

otra vía, o bien que ha sido clasificado como mantenido para

la venta, y

> representa una línea de negocio o un área geográfica,

que es significativa y puede considerarse separada del

resto;

> forma parte de un plan individual y coordinado para dispo-

ner de una línea de negocio o de un área geográfica de la

operación que sea significativa y pueda considerarse se-

parada del resto; o

> es una entidad filial adquirida exclusivamente con la fina-

lidad de revenderla.

Los resultados después de impuestos de las operaciones

discontinuadas se presentan en una única línea del estado

de resultados integral denominada “Ganancia (pérdida) pro-

cedente de operaciones discontinuadas”, incluyendo asimis-

mo la plusvalía o minusvalía después de impuestos genera-

da por la operación de desinversión, una vez que la misma

se ha materializado.

k) Acciones propias en cartera

Las acciones propias en cartera se presentan rebajando el

rubro “Patrimonio Total” del estado de situación financiera

consolidado y son valoradas a su costo de adquisición.

Los beneficios y pérdidas obtenidos por las sociedades en la

enajenación de estas acciones propias se registran directa-

mente en el Patrimonio Total: “Ganancias (pérdida) acumula-

das”, sin afectar la ganancia o pérdida del período. Al 31 de

diciembre de 2015 no existen acciones propias en cartera,

no habiéndose realizado durante los ejercicios 2015 y 2014,

transacciones con acciones propias.

l) Provisiones

Las provisiones se reconocen cuando el Grupo tiene una obli-

gación presente (legal o implícita) como resultado de un evento

pasado, es probable un desembolso de beneficios económicos

que será requerido para liquidar la obligación, y se puede reali-

zar una estimación confiable del monto de la obligación.

El monto reconocido como provisión es la mejor estimación

de la consideración requerida para liquidar la obligación pre-

sente en la fecha de emisión de los estados financieros, te-

niendo en consideración los riesgos e incertidumbres que


es decir, como corrientes aquellos con vencimiento igual o

inferior a doce meses, excepto por las provisiones por obli-

gaciones post empleo y otras similares, y como no corrien-

tes, los de vencimiento superior a dicho período. Los activos

y pasivos por impuestos diferidos se clasifican como no co-

rrientes.

En el caso que existiese obligaciones cuyo vencimiento es

inferior a doce meses, pero cuyo refinanciamiento a largo

plazo esté asegurado a discreción de la Sociedad, mediante

contratos de crédito disponibles de forma incondicional con

vencimiento a largo plazo, podrían clasificarse como pasivos

a largo plazo no corriente.

o) Impuesto a las ganancias

El gasto por impuesto a las ganancias del ejercicio, se deter-

mina como la suma del impuesto corriente de las distintas

sociedades de Endesa Chile y resulta de la aplicación del tipo

de gravamen sobre la base imponible del ejercicio, una vez

aplicadas las deducciones que tributariamente son admisi-

bles, más la variación de los activos y pasivos por impuestos

diferidos y créditos tributarios, tanto por pérdidas tributarias

como por deducciones. Las diferencias entre el valor contable

de los activos y pasivos y su base tributaria generan los saldos

de impuestos diferidos de activo o de pasivo, que se calculan

utilizando las tasas impositivas que se espera estén en vigor

cuando los activos y pasivos se realicen, considerando para

tal efecto las tasas que al final del período sobre el que se in-

forma hayan sido aprobadas o para las cuales se encuentre

prácticamente terminado el proceso de aprobación.

Como excepción al criterio antes descrito, y conforme a lo

establecido en el Oficio Circular N° 856 de la SVS, emitido

con fecha 17 de octubre de 2014, las variaciones en los acti-

vos y pasivos por impuestos diferidos que surgieron como

consecuencia del incremento progresivo en la tasa de im-

puesto a las ganancias, introducido en 2014 por la Ley

20.780, y que afectan a las compañías chilenas del Grupo

Endesa Chile, fueron registradas directamente en Patrimo-

nio (ganancias acumuladas). (ver Nota 17.c).

Los activos por impuestos diferidos se reconocen por causa

de todas las diferencias temporarias deducibles, pérdidas y

créditos tributarios no utilizados, en la medida en que resul-

te probable que existan ganancias tributarias futuras sufi-

cientes para recuperar las deducciones por diferencias tem-

porarias y hacer efectivos los créditos tributarios, salvo que

el activo impuesto diferido relativo a la diferencia temporaria

Para cada uno de los planes, si la diferencia entre el pasivo

actuarial por los servicios pasados y los activos afectos al

plan es positiva, esta diferencia se registra en el rubro “Pro-

visiones por beneficios a los empleados” del pasivo del es-

tado de situación financiera.

Las pérdidas y ganancias actuariales surgidas en la valora-

ción, tanto de los pasivos como de los activos afectos a es-

tos planes, se registran directamente como componente de

“Otro resultado integral”.

Las contribuciones a planes de aportación definida se reco-

nocen como gasto conforme los empleados prestan sus

servicios.

m) Conversión de saldos en moneda extranjera

Las operaciones que realiza cada sociedad en una moneda

distinta de su moneda funcional se registran a los tipos de

cambio vigentes en el momento de la transacción. Durante

el ejercicio, las diferencias que se producen entre el tipo de

cambio contabilizado y el que se encuentra vigente a la fe-

cha de cobro o pago se registran como diferencias de cam-

bio en el estado de resultados integrales.

Asimismo, al cierre de cada ejercicio, la conversión de los sal-

dos a cobrar o a pagar en una moneda distinta de la funcional

de cada sociedad, se realiza al tipo de cambio de cierre. Las

diferencias de valoración producidas se registran como dife-

rencias de cambio en el estado de resultados integrales.

Endesa Chile ha establecido una política de cobertura de la

parte de los ingresos que están directamente vinculadas a la

evolución del dólar norteamericano, mediante la obtención

de financiación en esta última moneda. Las diferencias de

cambio de esta deuda, al tratarse de operaciones de cober-

tura de flujos de caja, se imputan, netas de su efecto impo-

sitivo, como un componente de Otros resultados integrales

en la cuenta Ganancias (Pérdidas) por coberturas de flujo de

flujo de caja, registrándose en resultados en el plazo en que

se realizarán los flujos de caja cubiertos. Este plazo se ha

estimado en diez años.

n) Clasificación de saldos en corrientes y no corrientes

En el estado de situación financiera consolidado adjunto, los

saldos se podrían clasificar en función de sus vencimientos,


p) Reconocimiento de ingresos y gastos

Los ingresos ordinarios se reconocen cuando se produce la

entrada bruta de beneficios económicos originados en el

curso de las actividades ordinarias de durante el ejercicio,

siempre que dicha entrada de beneficios provoque un incre-

mento en el patrimonio total que no esté relacionado con las

aportaciones de los propietarios de ese patrimonio y estos

beneficios puedan ser valorados con fiabilidad.

Los ingresos y gastos se imputan en función del criterio del

devengo y, en función del tipo de transacción, se siguen los

siguientes criterios para su reconocimiento:

> Generación de energía eléctrica: los ingresos se registran

de acuerdo a las entregas físicas de energía y potencia, a

los precios establecidos en los respectivos contratos, a los

precios estipulados en el mercado eléctrico por la regula-

ción vigente o al costo marginal determinado en el merca-

do spot, según sea el caso. Estos ingresos incluyen una

estimación del servicio suministrado y no facturado, hasta

la fecha de cierre de los estados financieros.(ver Nota 2.3).

Sólo se reconocen ingresos ordinarios derivados de la pres-

tación de servicios cuando pueden ser estimados con fiabili-

dad y en función del grado de realización de la prestación del

servicio a la fecha del estado de situación financiera. Cuando

el resultado de una transacción que implique la prestación

de servicios no puede ser estimado en forma fiable, se reco-

nocen ingresos por la cuantía en que los gastos reconocidos

se consideran recuperables.

Los ingresos ordinarios procedentes de la venta de bienes

se contabilizan atendiendo al fondo económico de la opera-

ción y se reconocen cuando se cumplen todas y cada una de

las siguientes condiciones:

> Se han transferido al cliente los riesgos y beneficios inhe-

rentes a la propiedad de los bienes;

> La entidad no conserva para sí ninguna implicación en la

gestión de los bienes vendidos, en el grado usualmente

asociado con la propiedad, ni retiene el control efectivo

sobre los mismos;

> El monto de los ingresos ordinarios puede medirse con

fiabilidad;

> Es probable que los beneficios económicos asociados

con la transacción fluyan hacia la entidad; y

> Los costos incurridos, o por incurrir, asociados con la tran-

sacción pueden ser medidos con fiabilidad.

deducible, surja del reconocimiento inicial de un activo o pa-

sivo en una transacción que:

> no es una combinación de negocios ; y

> en el momento en que fue realizada no afectó ni a la ga-

nancia contable ni a la ganancia (pérdida) tributaria.

Con respecto a las diferencias temporarias deducibles, rela-

cionadas con inversiones en subsidiarias, asociadas y acuer-

dos conjuntos, los activos por impuestos diferidos se reco-

nocen sólo en la medida en que sea probable que las

diferencias temporarias reviertan en un futuro previsible y

que se disponga de ganancias tributarias contra las cuales

puedan utilizarse las diferencias temporarias.

Se reconocen pasivos por impuestos diferidos para todas las

diferencias temporarias, excepto aquellas derivadas del re-

conocimiento inicial de plusvalías y de aquellas cuyo origen

está dado por la valorización de las inversiones en filiales,

asociadas y negocios conjuntos, en las cuales Endesa Chile

pueda controlar la reversión de las mismas y es probable

que no reviertan en un futuro previsible.

El impuesto corriente y las variaciones en los impuestos di-

feridos de activo o pasivo se registran en resultados o en

rubros de Patrimonio Total en el estado de situación financie-

ra, en función de donde se hayan registrado las ganancias o

pérdidas que lo hayan originado.

Las rebajas que se puedan aplicar al monto determinado

como pasivo por impuesto corriente, se imputan en resulta-

dos como un abono al rubro “Gasto por impuestos a las ga-

nancias”, salvo que existan dudas sobre su realización tribu-

taria, en cuyo caso no se reconocen hasta su materialización

efectiva, o correspondan a incentivos tributarios específicos,

registrándose en este caso como subvenciones.

En cada cierre contable se revisan los impuestos diferidos

registrados, tanto activos como pasivos, y se efectúan las

correcciones necesarias en función del resultado de este

análisis.

Los activos por impuestos diferidos y los pasivos por im-

puestos diferidos se compensan en el estado de situación

financiera, si se tiene el derecho legalmente exigible de

compensar activos por impuestos corrientes contra pasivos

por impuestos corrientes, y sólo si estos impuestos diferi-

dos se relacionan con impuestos sobre las ganancias corres-

pondientes a la misma autoridad fiscal.


sin incluir el número medio de acciones de la Sociedad Ma-

triz en poder de alguna sociedad filial, si en alguna ocasión

fuere el caso.

La ganancia básica por acción de operaciones continuadas y

discontinuadas se calculan como el cociente entre la ganan-

cia (pérdida) después de impuestos procedente de operacio-

nes continuadas y discontinuadas, respectivamente, deduci-

do la parte del mismo correspondiente a las participaciones

no controladoras, y el número medio ponderado de acciones

ordinarias de la Sociedad Matriz en circulación durante el pe-

riodo, sin incluir el número medio de acciones de la Socie-

dad Matriz en poder del Grupo.

Durante los ejercicio 2015, 2014 y 2013, el Grupo no realizó

operaciones de potencial efecto dilutivo que suponga una

ganancia por acción diluida diferente del beneficio básico por

acción.

r) Dividendos

El artículo N° 79 de la Ley de Sociedades Anónimas de Chile

establece que, salvo acuerdo diferente adoptado en la junta

respectiva, por la unanimidad de las acciones emitidas, las

sociedades anónimas abiertas deberán distribuir anualmen-

te como dividendo en dinero a sus accionistas, a prorrata de

sus acciones o en la proporción que establezcan los estatu-

tos si hubiere acciones preferidas, a lo menos el 30% de las

utilidades líquidas de cada ejercicio, excepto cuando corres-

ponda absorber pérdidas acumuladas provenientes de ejer-

cicios anteriores.

Considerando que lograr un acuerdo unánime, dada la atomi-

zada composición accionaria del capital social de Endesa

Chile, es prácticamente imposible, al cierre de cada año se

determina el monto de la obligación por dividendo mínimo

con los accionistas, neta de los dividendos provisorios que

se hayan aprobado en el curso del ejercicio, y se registra

contablemente en el rubro “Cuentas por pagar comerciales

y Otras cuentas por pagar” y en el rubro “Cuentas por pagar

a entidades relacionadas”, según corresponda, con cargo al

Patrimonio Total.

Los dividendos provisorios y definitivos, se registran como

menor “Patrimonio Total” en el momento de su aprobación

por el órgano competente, que en el primer caso normal-

mente es el Directorio de la Sociedad, mientras que en el

segundo la responsabilidad recae en la Junta General Ordi-

naria de Accionistas.

Los ingresos ordinarios se valoran por el valor razonable de la

contrapartida recibida o por recibir, derivada de los mismos.

En contratos en los que el Endesa Chile realizará múltiples

actividades generadoras de ingresos (contratos de elemen-

tos múltiples), los criterios de reconocimiento será de aplica-

ción a cada componente separado identificable de la tran-

sacción, con el fin de reflejar la sustancia de la transacción,

o de dos o más transacciones conjuntamente, cuando estas

están vinculadas de tal manera que el efecto comercial no

puede ser entendido sin referencia al conjunto completo de

transacciones.

Endesa Chile excluye de la cifra de ingresos ordinarios aque-

llas entradas brutas de beneficios económicos recibidas

cuando actúa como agente o comisionista por cuenta de

terceros, registrando únicamente como ingresos ordinarios

los correspondientes a su propia actividad.

Los intercambios o permutas de bienes o servicios por otros

bienes o servicios de naturaleza y valor similar no se consi-

deran transacciones que producen ingresos ordinarios.

Endesa Chile registra por el monto neto los contratos de

compra o venta de elementos no financieros que se liquidan

por el neto en efectivo o en otro instrumento financiero. Los

contratos que se han celebrado y se mantienen con el obje-

tivo de recibir o entregar dichos elementos no financieros,

se registran de acuerdo con los términos contractuales de la

compra, venta o requerimientos de utilización esperados por

la entidad.

Los ingresos (gastos) por intereses se contabilizan conside-

rando la tasa de interés efectiva aplicable al principal pen-

diente de amortizar durante el ejercicio de devengo corres-

pondiente.

Los gastos se reconocen atendiendo a su devengo, de for-

ma inmediata en el supuesto de desembolsos que no vayan

a generar beneficios económicos futuros o cuando no cum-

plen los requisitos necesarios para registrarlos contable-

mente como activo.

q) Ganancia (pérdida) por acción

La ganancia básica por acción se calcula como el cociente

entre la ganancia (pérdida) neta del ejercicio atribuible a la

Sociedad Matriz y el número medio ponderado de acciones

ordinarias de la misma en circulación durante dicho período,


> Actividades de operación: son las actividades que cons-

tituyen la principal fuente de ingresos ordinarios del Gru-

po, así como otras actividades que no puedan ser califica-

das como de inversión o financiamiento.

> Actividades de inversión: las de adquisición, enajena-

ción o disposición por otros medios de activos no corrien-

tes y otras inversiones no incluidas en el efectivo y sus

equivalentes.

> Actividades de financiación: actividades que producen

cambios en el tamaño y composición del patrimonio total

y de los pasivos de carácter financiero.

s) Estado de flujos de efectivo

El estado de flujos de efectivo recoge los movimientos de

caja realizados durante el ejercicio, determinado por el méto-

do directo utilizando las siguientes expresiones en el sentido

que figura a continuación:

> Flujos de efectivo: entradas y salidas de efectivo o de

otros medios equivalentes, entendiendo por éstos las in-

versiones a plazo inferior a tres meses de gran liquidez y

bajo riesgo de alteraciones en su valor.


lado los negocios de generación y distribución en Chile y,

por otro, las actividades fuera de Chile, y

> la ulterior fusión de las sociedades que sean propietarias de

participaciones sociales en negocios fuera de Chile, las cua-

les se denominarían Enersis Américas S.A., Endesa Améri-

cas S.A. y Chilectra Américas S.A.. Enersis Américas S.A.

absorbería por fusión a las otras dos sociedades.

Con fecha 18 de diciembre de 2015, la Junta Extraordinaria

de Accionistas de Endesa Chile resolvió aprobar la división

de la compañía, sujeta a las condiciones suspensivas consis-

tentes en la aprobación de las divisiones de Enersis S.A. y

Chilectra S.A. por parte de sus respectivas Juntas Extraordi-

narias de Accionistas, además de las correspondientes tra-

mitaciones legales de sus actas y otros asuntos relaciona-

dos. Adicionalmente, se aprobó que la división tendrá efecto

a partir del primer día calendario del mes siguiente a aquel

en que se otorgue una escritura pública de cumplimiento de

condiciones de la división.

Producto de la división de Endesa Chile surgiría una nueva

sociedad anónima abierta que se denominaría Endesa Amé-

ricas S.A., a la cual le serían asignadas las participaciones

societarias y activos y pasivos asociados a Endesa Chile fue-

ra de Chile.

Con fecha 1 de febrero de 2016, habiéndose cumplido las

condiciones suspensivas, se materializó la división de

Endesa Chile y desde esa misma fecha comenzó a existir la

compañía Endesa Américas. Consecuentemente, se verificó

la correspondiente disminución de capital de Endesa Chile y

demás reformas de estatutos (ver nota 39.2).

II. Aspectos contables

Al 31 de diciembre de 2015, habiéndose cumplido los requi-

sitos establecidos en la NIIF 5 “Activos no corrientes dispo-

nibles para la venta y operaciones discontinuadas”, se han

realizaron los siguientes registros contables:

i) Activos y pasivos

Todos los activos y pasivos relacionados con el nego-

Nota 4Activos no corrientes mantenidos para la venta o mantenidos para distribuir a los propietarios y operaciones discontinuadas4.1 Proceso de reorganización societaria - Activos no corrientes mantenidos para distribuir a los propietarios y operaciones discontinuadasI. Antecedentes generales

Con fecha 28 de abril de 2015, la Sociedad informó a la SVS,

mediante un hecho esencial, que el Directorio de su matriz

directa, Enersis S.A., le comunicó que resolvió iniciar los

trabajos de análisis de una reorganización societaria, ten-

diente a la separación de las actividades de generación y

distribución en Chile del resto de actividades desarrolladas

fuera de Chile por Enersis S.A. y sus filiales Endesa Chile y

Chilectra S.A., manteniendo la pertenencia al Grupo Enel

S.p.A.

Al respecto, en el mismo hecho esencial, el Directorio de

Endesa Chile informó que acordó iniciar los estudios ten-

dientes a analizar una posible reorganización societaria

(“reorganización”) consistente en la división de la Sociedad,

para la segregación de los negocios en Chile y fuera de Chi-

le, y eventualmente una futura fusión de estos últimos en

una sola sociedad. Además, se indicó que el objetivo de esta

reorganización es la generación de valor para todos sus ac-

cionistas, que ninguna de estas operaciones requeriría el

aporte de recursos adicionales de parte de los accionistas,

que la posible reorganización societaria se estudiaría tenien-

do en consideración tanto el interés social como el de todos

los accionistas, con especial atención al interés minoritario,

y que de ser aprobada sería, en su caso, sometida a la apro-

bación de una Junta Extraordinaria de Accionistas.

Esta reorganización societaria consta de dos fases:

> la división de Enersis S.A., y sus filiales Endesa Chile y

Chilectra S.A. de forma que queden separados, por un


rresponda, habiéndose procedido a reclasificar sus

saldos de acuerdo a lo indicado en la nota 3.j.

Al 31 de diciembre de 2015, los principales grupos de ac-

tivos y pasivos clasificados como mantenidos para distri-

buir a los propietarios, que se relacionan con las operacio-

nes fuera de Chile de Endesa Chile, son los siguientes:

cio de generación y distribución fuera de Chile (Enel

Brasil, filiales de distribución) se han considerado

como “Activos no corrientes o grupo de activos para

su disposición clasificados como mantenidos para

distribuir a los propietarios”, o como “Pasivos no co-

rrientes o grupo de pasivos para su disposición clasi-

ficados como mantenidos para la venta, según co-

ACTIVOS31-12-2015

M$ ACTIVOS CORRIENTES Efectivo y equivalentes al efectivo 112.313.130 Otros activos financieros corrientes 5.641.903 Otros activos no financieros corriente 14.336.049 Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar corrientes 199.139.964 Cuentas por cobrar a entidades relacionadas corriente 37.639.756 Inventarios 25.926.892 Activos por impuestos corrientes 50.966 Total de activos corrientes distintos de los activos o grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los propietarios

395.048.660

ACTIVOS CORRIENTES TOTALES 395.048.660 ACTIVOS NO CORRIENTES Otros activos financieros no corrientes 625.981 Otros activos no financieros no corrientes 3.239.510 Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar no corrientes 230.824.700 Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación 446.338.964 Activos intangibles distintos de la plusvalía 31.083.689 Plusvalía 100.700.656 Propiedades, planta y equipo 2.663.590.814 Activos por impuestos diferidos 18.253.056 TOTAL DE ACTIVOS NO CORRIENTES 3.494.657.370 TOTAL DE ACTIVOS 3.889.706.030

PASIVOS CORRIENTES31-12-2015

M$

Otros pasivos financieros corrientes 221.018.241 Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar corrientes 259.664.724 Cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes 48.124.723 Otras provisiones corrientes 78.935.605 Pasivos por impuestos corrientes 65.310.111 Otros pasivos no financieros corrientes 1.951.294 Total de pasivos corrientes distintos de los pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta

675.004.698

PASIVOS CORRIENTES TOTALES 675.004.698 PASIVOS NO CORRIENTES Otros pasivos financieros no corrientes 896.924.119 Otras cuentas por pagar no corrientes 39.373.175 Otras provisiones no corrientes 36.473.503 Pasivo por impuestos diferidos 163.761.907 Provisiones por beneficios a los empleados no corrientes 21.548.342 Otros pasivos no financieros no corrientes 18.698.412 TOTAL PASIVOS NO CORRIENTES 1.176.779.458 TOTAL PASIVOS 1.851.784.156


ii) Otros resultados integrales acumulados en el patrimonio

neto

Los saldos acumulados en reservas por otros resultados

integrales, asociadas a los activos y pasivos mantenidos

para distribución a los propietarios, son los siguientes:

Reservas generadas por31-12-2015

M$Diferencias de cambio por conversión (191.041.945)

Coberturas de flujo de caja (8.022.483)

Remedición de activos disponibles para la venta (118.662)

Otras reservas (1.967.052)

Total (201.150.142)

iii) Ingresos y gastos

Todos los ingresos y gastos correspondientes a los ne-

gocios de generación y distribución fuera de Chile (Enel

Brasil, filiales de distribución), objeto de distribución a los

propietarios, al considerarse operaciones discontinua-

das, se presentan en el rubro “Ganancias (pérdidas) pro-

cedentes de operaciones discontinuadas” del estado de

resultados integrales consolidado.

Por lo anterior, el estado de resultados integrales conso-

lidado incluido en los presentes estados financieros con-

solidados, a efectos comparativos, no coinciden con los

aprobados al cierre de los ejercicios 2014 y 2013, al ha-

berse reclasificado los ingresos y gastos generados en

dichos ejercicios por las operaciones ahora discontinua-

das al rubro “Ganancias (pérdidas) procedentes de ope-

raciones discontinuadas”.

A continuación se presenta el desglose por naturaleza

del rubro “Ganancia (pérdida) procedente de operacio-

nes discontinuadas” al 31 de diciembre de 2015, 2014 y

2013:

Estado de resultados consolidadas Notaenero-diciembre

2015 M$

2014 M$

2013 M$

Ingresos de acitvidades ordinarias 1.238.466.148 1.154.414.241 997. 623.514

Otros ingresos, por naturaleza 64.649.040 61.145.248 59.762.115

Total de Ingresos 1.303.115.188 1.215.559.489 1.057.394629

Materias primas y consumibles utilizados (481.747.189) (369.241.528) (335.977.638)

Margen de Contribución 821.367.999 846.317.961 721.416.991

Otros trabajos realizados por la entidad y capitalizados 11.937.667 12.704.315 8.356.167

Gastos por beneficios a los empleados (85.228.546) (70.044.870) (60.148.919)

Gastos por depreciación y amortización (108.405.664) (103.836.335) (97.054.335)Reversión de pérdidas por deterioro de valor (pérdidas por deterior de valor reconicidas en el resultado del periodo (4.813.372) (2.057.856) (6.523.091)

Otros gastos por naturaleza (73.277.014) (60.025.087) (52.530.118)

Resultado de Explotación 561.581.070) 623.058.128 513.516.695

Otras ganancias (pérdidas) (508.842) 749.878 843.216

Ingresos financieros 59.300.320 93.967.597 15.137.446

Costos financieros (87.794.374) (65.211.335) (66.695.425)Participación en las ganancias (pérdidas) de asociados y negocios conjuntos que se contabilicen utilizando el método de la participación 38.679.661 61.598.412 95.037.839

Diferencias de cambio 96.180.972 (20.192.759) (11.576.858)

Resultado por unidades de reajuste - - -

Ganancia (pérdida) antes de impuestos 667.438.807 693.969.921 546.262.933

Gasto por impuestos a las ganancias, opraciones continuadas (256.249.256) (204.054.403) (167.912.190)

Ganancia (pérdida) procedente de operaciones continuas 411.183.551 489.915.518 378.350.743

Ganancia (Pérdida) procedente de operaciones discontinuas - - -

GANANCIAS (PÉRDIDAS) 411.189.551 489.915.518 378.350.743


Con la clasificación de las actividades de generación y distribución de energía fuera de Chile como operaciones

discontinuadas, estas líneas de negocio no se desglosan en la Nota 33 “Información por segmento”.

iv) Flujos de efectivo

A continuación se presentan los flujos netos de efectivo procedentes de las actividades de operación, in-

versión y financiación atribuibles a las Operaciones discontinuadas durante los ejercicios terminados al 31

de diciembre de 2015, 2014 y 2013:

Estado de flujo de efectivo neto resumido31-12-2015

M$31-12-2014

M$31-12-2013

M$Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de operació 473.002.615 567.896.051 395.386.771Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de inversión (233.343.856) (136.647.445) (118.745.497)Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de financiación (430.690.847) 393.584.765) (217.551.915)Incremento neto (disminución en el efectivo y equivalentes al efectivo, antes del efecto de los cambios en la tasa de cambio (191.032.088) 37.663.841 59.089.359

Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo 4.902.989 (25.440.304) (4.195.957)

Incremento (disminución) neto de efectivo y equivalentes al efectivo (186.129.099) 12.223.537 54.893.402

Efectivo y equivalentes al efectivo al principio del ejercicio 298.442.229 286.218.692 231.325.290

Efectivo y equivalentes al efectivo al final del ejercicio 112.313.130 298.442.229 286.218.692

En anexo N° 4 de los presentes estados financieros consolidados se presenta información complementaria

relativa a los activos y pasivos mantenidos para distribuir a los propietarios, como así también para los re-

sultados de las operaciones discontinuadas.

4.2 Venta de Sociedad Concesionaria Túnel El Melón S.A. - Activos no corrientes o grupo de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta

Durante el mes de diciembre de 2014, Empresa Nacional de Electricidad S.A. y su filial Compañía Eléctrica de

Tarapacá S.A. suscribieron un contrato de compraventa de acciones en virtud del cual, acordaron vender, ceder

y transferir a Temsa Fondo de Inversión Privado el 100% de las acciones de Sociedad Concesionaria Túnel El

Melón S.A.. Este contrato estableció una serie de condiciones suspensivas, que, estando pendientes de cum-

plimiento al cierre de 2014, impidieron el perfeccionamiento de la venta. Finalmente, la venta fue perfecciona-

da el 9 de enero de 2015. (Ver Nota 30)

Túnel El Melón S.A. es una sociedad anónima cerrada cuyo objeto es la construcción, conservación y explota-

ción de la obra pública denominada Túnel El Melón y la prestación de los servicios complementarios que auto-

rice el Ministerio de Obras Públicas (MOP).

El Túnel El Melón es una alternativa a la cuesta El Melón que se ubica aproximadamente entre los kilómetros

126 y 132 de la Ruta 5 Longitudinal Norte, principal ruta del país que lo une desde Arica a Puerto Montt.

Tal como se describe en la nota 3.j), los activos no corrientes y grupos en desapropiación mantenidos para la

venta han sido registrados por el menor del monto en libros o el valor razonable menos los costos de venta.


A continuación se presentan los principales rubros de activos, pasivos y flujo de efectivo mantenidos para la venta al 31 de

diciembre de 2014:

Túnel El MelónSaldo al 31-12-2014

M$

ACTIVOSACTIVOS CORRIENTES

Efectivo y equivalentes al efectivo 29.702Otros activos no financieros corriente 81.275Cuentas comerciales porcobrar y otras cuentas por cobrar corrientes 758.645Activos por impuestos corrientes 1.400

ACTIVOS CORRIENTES TOTALES 871.022

ACTIVOS NO CORRIENTESActivos intangibles distintos de la plusvalía 4.404.615Propiedades, planta y equipo 81.432Activos por impuestos deferidos 2.621.894

TOTAL DE ACTIVOS NO CORRIENTES 7.107.941

TOTAL DE ACTIVOS 7.978.963

PASIVOS CORRIENTESOtros pasivos financieros corrientes 3.072.179Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar corrientes 495.235Cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes 2.102Otros pasivos no financieros corrientes 131.030

PASIVOS CORRIENTES TOTALES 3.700.546

PASIVOS NO CORRIENTESOtros pasivos financieros no corrientes 1.660.254Provisiones por beneficios a los empleados no corrientes 102.423otros pasivos no financieros no corrientes 27.026

TOTAL PASIVOS NO CORRIENTES 1.789.703

TOTAL PASIVOS 5.490.249

El flujo de efectivo neto resumidoFlujo de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de operación 9.045.776Flujo de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de inversión (5.604.740)Flujo de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de financiación (3.450.774)Incremento neto (disminución) en el efectivo y equivalentes al efectivo, antes del efecto de los cambios en la tasa de cambio (9.738)Incremento (disminución) neto de efectivo y equivalentes al efectivo (9.738)Efectivo y equivalentes al efectivo al principio del ejercicio 39.440Efectivo y equivalentes al efectivo al final del ejercicio 29.702

Ver Nota de Criterios Contables N° 2.4.1


bó el proyecto de ley que permitirá la interconexión del SIC

con el SING.

En la organización de la industria eléctrica chilena se distin-

guen fundamentalmente tres actividades que son: Genera-

ción, Transmisión y Distribución, las que operan en forma

interconectada y coordinada, y cuyo principal objetivo es el

de proveer energía eléctrica al mercado, al mínimo costo y

dentro de los estándares de calidad y seguridad de servicio

exigidos por la normativa eléctrica. Debido a sus caracterís-

ticas esenciales, las actividades de Transmisión y Distribu-

ción constituyen monopolios naturales, razón por la cual son

segmentos regulados como tales por la normativa eléctrica,

exigiéndose el libre acceso a las redes y la definición de tari-

fas reguladas.

De acuerdo a la Ley Eléctrica, las compañías involucradas en

la Generación y Transmisión en un sistema eléctrico interco-

nectado deben coordinar sus operaciones en forma centrali-

zada a través de un ente operador, el Centro de Despacho

Económico de Carga (CDEC), con el fin de operar el sistema

a mínimo costo, preservando la seguridad del servicio. Para

ello, el CDEC planifica y realiza la operación del sistema, in-

cluyendo el cálculo del costo marginal horario, precio al cual

se valoran las transferencias de energía entre generadores.

Por tanto, la decisión de generación de cada empresa está

supeditada al plan de operación del CDEC. Cada compañía,

a su vez, puede decidir libremente si vender su energía a

clientes regulados o no regulados. Cualquier superávit o dé-

ficit entre sus ventas a clientes y su producción, es vendido

o comprado a otros generadores al precio del mercado spot.

Una empresa generadora puede tener los siguientes tipos

de clientes:

(i) Empresas Distribuidoras para el suministro a sus Clien-

tes regulados: Corresponden a aquellos consumidores

residenciales, comerciales, pequeña y mediana indus-

tria, con una potencia conectada igual o inferior a 500 kW,

y que están ubicados en el área de concesión de una

a) Operaciones Continuadas

Chile

El sector eléctrico se encuentra regulado por la Ley General

de Servicios Eléctricos, contenida en el DFL Nº 1 de 1982,

del Ministerio de Minería, cuyo texto refundido y coordinado

fue fijado por el DFL N° 4 de 2006 del Ministerio de Econo-

mía (“Ley Eléctrica”) y su correspondiente Reglamento,

contenido en el D.S. Nº 327 de 1998. Tres entidades guber-

namentales tienen la responsabilidad en la aplicación y cum-

plimiento de la Ley Eléctrica: la Comisión Nacional de Ener-

gía (CNE), que posee la autoridad para proponer las tarifas

reguladas (precios de nudo), así como para elaborar planes

indicativos para la construcción de nuevas unidades de ge-

neración; la Superintendencia de Electricidad y Combusti-

bles (SEC), que fiscaliza y vigila el cumplimiento de las leyes,

reglamentos y normas técnicas para la generación, transmi-

sión y distribución eléctrica, combustibles líquidos y gas; y el

Ministerio de Energía que tiene la responsabilidad de propo-

ner y conducir las políticas públicas en materia energética y

agrupa bajo su dependencia a la SEC, a la CNE y a la Comi-

sión Chilena de Energía Nuclear (CChEN), fortaleciendo la

coordinación y facilitando una mirada integral del sector.

Cuenta, además, con una Agencia de Eficiencia Energética y

el Centro de Energías Renovables (CER), el que en noviem-

bre de 2014 fue reemplazado por el Centro Nacional para la

Innovación y Fomento de las Energías Sustentables (CIFES).

La ley establece, además, un Panel de Expertos que tiene

por función primordial resolver las discrepancias que se pro-

duzcan entre los distintos agentes del mercado eléctrico:

empresas eléctricas, operador del sistema, regulador, etc.

Desde un punto de vista físico, el sector eléctrico chileno

está dividido en cuatro sistemas eléctricos: SIC (Sistema In-

terconectado Central), SING (Sistema Interconectado del

Norte Grande), y dos sistemas medianos aislados: Aysén y

Magallanes. El SIC, principal sistema eléctrico, se extiende

longitudinalmente por 2.400 km. uniendo Taltal, por el norte,

con Quellón, en la Isla de Chiloé, por el sur. El SING cubre la

zona norte del país, desde Arica hasta Coloso, abarcando

una longitud de unos 700 km. El 8 de enero de 2014 se apro-

Nota 5Regulación Sectorial y Funcionamiento del Sistema Eléctrico


En Chile, la potencia por remunerar a cada generador de-

pende de un cálculo realizado centralizadamente por el

CDEC en forma anual, del cual se obtiene la potencia

firme para cada central, valor que es independiente de su

despacho.

A partir de 2010, con la promulgación de la Ley 20.018,

las empresas distribuidoras deben disponer del suminis-

tro permanentemente para el total de su demanda pro-

yectada a tres años, para lo cual se deben realizar licita-

ciones públicas de largo plazo. Este plazo de tres años

cambió a cinco años, a raíz de la modificación legal publi-

cada en enero de 2015.

El 15 de mayo de 2014, el Ministro de Energía presentó

la “Agenda de Energía”, documento que contiene los li-

neamentos generales de política energética a llevar a

cabo por el nuevo gobierno.

El 29 de septiembre de 2014 se publicó en el Diario Ofi-

cial la Reforma Tributaria, la que incluyó la creación del

denominado impuesto verde que gravará las emisiones

al aire de material particulado (MP), óxidos de nitrógeno

(NOx), dióxido de azufre (SO2) y dióxido de carbono

(CO2). Para las emisiones de CO2, el impuesto será

equivalente a 5 US$/tonelada.

El 29 de enero de 2015 se publicó en el Diario Oficial la

Ley 20.805 que introduce una modificación legal relativa

a los procesos de licitación de energía destinada al con-

sumo de los clientes regulados. Entre los cambios intro-

ducidos por esta modificación, se destacan, una mayor

participación de la CNE en estos procesos, el aumento

de tres a cinco años de la anticipación para el llamado a

una licitación, una duración del contrato de suministro de

hasta veinte años, la incorporación de un precio oculto o

precio de reserva como precio techo de cada licitación, la

posibilidad de postergar la entrega del suministro por

parte de un adjudicatario en el caso de fuerza mayor, la

incorporación de licitaciones de corto plazo, el tratamien-

to de la energía sin contratos y el incremento del límite

para calificar como cliente regulado de 2.000 a 5.000

kW.

Energías renovables no convencionales

> En Chile, en abril de 2008 se promulgó la Ley 20.257, que

incentiva el uso de las Energías Renovables No Conven-

cionales (ERNC). El principal aspecto de esta norma es

empresa distribuidora. Hasta enero de 2015, los clientes

con una capacidad conectada entre 500 kW y 2.000 kW

podían elegir su condición entre libres y regulados. El 29

de enero de 2015 se publicó en el Diario Oficial una mo-

dificación legal que incrementó el límite de 2.000 kW a

5.000 kW. Los alcances de esta modificación legal se

incluyen más adelante.

Hasta 2009, el precio de la energía de transferencia en-

tre las compañías generadoras y distribuidoras para el

abastecimiento de clientes regulados tenía un valor

máximo que se denomina precio de nudo, el que es re-

gulado por el Ministerio de Energía. Los precios de nudo

son determinados cada seis meses (abril y octubre), en

función de un informe elaborado por la CNE, sobre la

base de las proyecciones de los costos marginales espe-

rados del sistema en los siguientes 48 meses, en el caso

del SIC, y de 24 meses, en el del SING. A partir de 2010,

y a medida que la vigencia de los contratos a precio de

nudo se van extinguiendo, este precio de transferencia

entre las empresas generadoras y distribuidoras es

reemplazado por el resultado de licitaciones que se lle-

van a cabo en un proceso regulado, con un precio máxi-

mo definido por la autoridad cada seis meses.

(ii) Clientes libres: Corresponden a aquellos clientes que tie-

nen una potencia conectada mayor a 5.000 kW, principal-

mente industriales y mineros. Estos consumidores pue-

den negociar libremente sus precios de suministro

eléctrico con las generadoras y/o distribuidoras. Los

clientes con potencia conectada entre 500 y 5.000 kW,

tienen la opción de contratar energía a precios que pue-

den ser convenidos con sus proveedores -o bien-, seguir

sometidos a precios regulados, con un período de per-

manencia mínima de cuatro años en cada régimen. Se-

gún se señaló anteriormente, este límite de 5.000 kW

rige a partir de enero de 2015.

(iii) Mercado Spot o de corto plazo: Corresponde a las tran-

sacciones de energía y potencia entre compañías gene-

radoras, que resultan de la coordinación realizada por el

CDEC para lograr la operación económica del sistema, y

los excesos (déficit) de su producción respecto de sus

compromisos comerciales son transferidos mediante

ventas (compras) a los otros generadores integrantes del

CDEC. Para el caso de la energía, las transferencias son

valoradas al costo marginal. Para la potencia, al precio de

nudo correspondiente, según ha sido fijado semestral-

mente por la autoridad.


de compra de las distribuidoras era el promedio previsto

para los próximos 6 meses, denominado precio estacional.

Las diferencias entre el precio estacional (precio de com-

pra) y el precio spot real (precio de venta) se liquidaban con

cargo al Fondo Estacional que gestiona la Compañía Admi-

nistradora del Mercado Mayorista de Electricidad (CAM-

MESA).

Sin embargo, después de la crisis de 2002, la autoridad

modificó el criterio de fijación del precio interviniendo el

sistema marginalista. Primero, mediante el cálculo del pre-

cio marginal sin considerar restricciones de gas. En efecto,

a pesar de que el despacho de generación todavía se basa

en los combustibles reales utilizados, la Resolución SE

240/2003 establece que para el cálculo del precio marginal

se deben considerar todas las unidades de generación

como si no tuvieran las restricciones vigentes de suminis-

tro de gas natural. Además, el valor del agua no se conside-

ra si su costo de oportunidad es más alto que el costo de la

generación con gas natural. Y segundo, mediante el esta-

blecimiento de un límite en el precio spot de 120 Ar$/MWh.

No obstante, los costos variables reales de las unidades

térmicas que emplean combustibles líquidos son pagados

por CAMMESA a través de los sobrecostos transitorios de

despacho.

Además de lo anterior, con base en la pesificación y devalua-

ción de la economía, el pago por capacidad se redujo de 10

dólares estadounidenses a 10 pesos por MWhrp. Posterior-

mente, el pago por capacidad ha aumentado ligeramente a

12$Arg.

Por otra parte, la congelación de los precios que abonan las

distribuidoras provocó un desfase frente a los costos reales

de la generación, lo que significó que dichos costos se recu-

peraran a través de diversos tipos de acuerdos particulares

en base a la normativa vigente.

En este contexto, el Gobierno anunció en el 2012 su inten-

ción de modificar el actual marco regulatorio por uno basado

en costo medio.

En marzo de 2013, se publicó la Resolución Nº 95/2013 que

introdujo importantes cambios en el régimen de remunera-

ción de los generadores y fijó nuevos precios para la poten-

cia según el tipo de tecnología y la disponibilidad y estable-

ció nuevos valores para la remuneración de costos variables

no combustibles, además de contemplar una remuneración

adicional por la energía generada.

que obliga a los generadores a que -al menos- un 5% de

su energía comercializada con clientes provenga de estas

fuentes renovables, entre 2010 y 2014, aumentando pro-

gresivamente en 0,5% desde el ejercicio 2015 hasta el

2024, donde se alcanzará un 10%. Esta Ley fue modifica-

da en 2013 por la Ley 20.698, denominada 20/25, que

establece que hacia el año 2025, un 20% de la matriz

eléctrica será cubierto por ERNC, respetando la senda de

retiros contemplada en la ley anterior para los contratos

vigentes a julio de 2013.

Límites a la integración y concentración

En Chile existe una legislación de defensa de la libre compe-

tencia, que junto con la normativa específica aplicable en

materia eléctrica definen criterios para evitar determinados

niveles de concentración económica y/o prácticas abusivas

de mercado.

En principio, se permite la participación de las empresas en

diferentes actividades (generación, distribución, comerciali-

zación) en la medida que exista una separación adecuada de

las mismas, tanto contable como societaria. No obstante,

en el sector de transmisión es donde se suelen imponer las

mayores restricciones, principalmente por su naturaleza y

por la necesidad de garantizar el acceso adecuado a todos

los agentes. En Chile existen restricciones específicas para

que las compañías generadoras o distribuidoras puedan ser

accionistas mayoritarias de empresas de transmisión.

En cuanto a la concentración en un sector específico, no se

establecen límites cuantitativos específicos a la integración

vertical u horizontal, sin perjuicio de la normativa sobre libre

competencia. Por otro lado, la Ley General de Servicios Eléc-

tricos establece que las empresas operadoras o propietarias

de los Sistemas de Transmisión Troncal no podrán dedicarse

directa ni indirectamente, a actividades que comprendan en

cualquier forma, el giro de generación o distribución de elec-

tricidad.

b) Operaciones Discontinuadas

Argentina

Argentina ha dado señales de intervención en el mercado

eléctrico desde que se produjo la crisis en el año 2002.

Inicialmente la normativa contemplaba que el precio de

venta de generadores a distribuidoras se obtenía de un cál-

culo centralizado del precio “spot”. Por su parte, el precio


MWh para los ciclos combinados y 24$Arg/MWh para el res-

to de la generación térmica. Esta resolución es retroactiva

desde Febrero de 2014.



están vigentes desde febrero 2014 según Resolución



hidráulicas y un 64% para centrales hidráulicas medianas.

Los costos variables se ajustaron 23%, se exceptúa del

pago del cargo variable de transporte eléctrico a las centra-

les hidroeléctricas y se establece un nuevo esquema de in-

centivos a la producción y la eficiencia operativa para centra-

les térmicas. La remuneración adicional aumentó 26% para

los térmicos y 10% para las centrales hidráulicas medianas.

El cargo para mantenimientos no recurrentes de centrales

térmicas se incrementan un 17% y se crea el mismo con-

cepto para las centrales hidráulicas en 8$Arg /MWh. Final-

mente, crea un nuevo cargo, de 15,8 $Arg/MWh para centra-

les térmicas y 6,3 $/MWh para centrales hidráulicas, con el

objetivo de financiar inversiones, el cual será de aplicación

de febrero de 2015 hasta diciembre de 2018 solo para aque-

llos generadores que participen en los proyectos. La nueva

generación tendrá una remuneración adicional igual al 50%

de la remuneración adicional directa según tecnología por el

lapso de 10 años. Esta resolución es retroactiva desde febre-

ro de 2015.

Brasil

Las legislaciones de Brasil permiten la participación de capi-

tales privados en el sector eléctrico, defienden la libertad de

empresa en competencia para la actividad de Generación y

definen criterios para evitar que determinados niveles de

concentración económica y/o prácticas de mercado conlle-

ven un deterioro de la libre competencia.

Respecto de los planes indicativos de las autoridades, a par-

tir de las necesidades de contratación declaradas por los

agentes de Distribución, el Ministerio de Energía participa

en la expansión del sistema eléctrico, definiendo, por un

lado, las cuotas de capacidad por tecnología y promoviendo,

por otro, licitaciones separadas para energías térmicas, hi-

dráulicas o renovables o directamente licitando proyectos

específicos. Por otro lado, la coordinación de la operación se

realiza de manera centralizada, donde un operador indepen-

diente coordina el despacho de carga centralizado basado en

costos variables de producción y busca garantizar el abaste-

En mayo de 2013 las generadoras del Grupo (Central Costa-

nera, Hidroeléctrica El Chocón, y Dock Sud) adhirieron a los

términos de la Resolución SE 95/2013.

La citada Resolución marca el final del concepto marginalis-

ta como sistema de remuneración en el mercado de genera-

ción de electricidad argentino y define, en su lugar, una re-

muneración por tipo de tecnología y tamaño de las centrales,

fijando para cada caso un reconocimiento de costos fijos

(que se determinará en función del cumplimiento de dispo-

nibilidad) y costos variables más una remuneración adicional

(estos dos conceptos se determinarán en función de la ener-

gía generada). Parte de la remuneración adicional se conso-

lidará en un fideicomiso para inversiones futuras.

En principio la gestión comercial y el despacho de combusti-

ble se centralizará en CAMMESA; los Contratos del Merca-

do Término no pueden ser prorrogados ni renovados y los

Grandes Usuarios, una vez finalizados sus respectivos con-

tratos, deberán adquirir su demanda de CAMMESA. No obs-

tante, la Secretaría de Energía a través de la Nota SE 1807/13

abrió la posibilidad de que los Generadores puedan manifes-

tar su intención de seguir manejando la gestión de cobran-

zas de la totalidad de su cartera de contratos, de esta mane-

ra se garantiza cierta caja y la permanencia de la relación con

el cliente.

Adicionalmente es importante mencionar que en el caso de

Central Costanera, están vigentes los Contratos de Disponi-

bilidad firmados en 2012, de los Ciclos Combinados (hasta el

año 2015) y de las Unidades Turbovapor (hasta el año 2019),

que permitirán a la empresa implementar un plan de inver-

siones en las unidades de generación de la Central Costane-

ra, a efectos de optimizar la confiabilidad y disponibilidad de

dicho equipamiento. Los acuerdos también contemplan el

pago de las obligaciones del contrato de mantenimiento

(Long Term Service Agreement –LTSA-) de los ciclos combi-

nados de la central.



estaba vigente desde febrero 2013 según Resolución



hidráulicas. Los costos variables se ajustaron 41% para plan-

tas térmicas y 25% para hidráulicas y se fijó una remunera-

ción variable nueva por operar con biodiesel. La remunera-

ción adicional aumentó 25% para los térmicos y se creó un

nuevo cargo para mantenimientos no recurrentes de 21$Arg/


otro lado se reduce la posibilidad de vender energía libre con

mayores precios, los generadores hoy pueden dividir su

energía libre entre los meses del año (racionalización) de

modo a poder potenciar sus ingresos poniendo más energía

en los meses donde se prevé mayores precios, con la bajada

del techo.

Anualmente, ANEEL ratifica vía resolución los valores mínimos

y máximos del PLD, con lo que para 2016 los máximo y míni-

mo de PLD están fijados en 422,56 R$/MWh y 30 R$/MWh,

respectivamente. Dichos PLDs consideran la estimación de

costos de la mega hidro de Itaipú, la cual tendrá en 2016 una

tarifa de 25,78 USD/kW.

Los mecanismos regulatorios aseguran la creación de acti-

vos regulatorios, cuya recomposición tarifaria para los défi-

cits en 2014, ocurrirá a partir de los reajustes tarifarios en

2015 (Marzo para Ampla y Abril para Coelce). Dicho mecanis-

mo existe desde 2001, y se llama Cuenta de Compensación

de Valores de la Parcela A (CVA). Objetivan mantener cons-

tantes los márgenes operacionales para el concesionario por

la vía de permitir ganancias tarifarias debido a los costos de

la Parcela A.

La Cuenta de Compensación de Valores (“CVA”, por su sigla

en portugués) ayuda a mantener la estabilidad en el merca-

do y permite la creación de costos diferidos, que es com-

pensado a través de ajustes tarifarios basados en las tasas

necesarias para compensar los déficits del año anterior.

En Diciembre de 2014 las distribuidoras en Brasil, incluidas

Ampla y Coelce, firmaron una adición al contrato de conce-

sión que permite que estos activos regulatorios (CVA´s y

otros) sean parte de los activos indemnizables al fin de la

concesión, en el caso de no ser posible en el tiempo la com-

pensación través de las tarifas. Así, de acuerdo con las re-

glas del IFRS, se permiten la contabilización de los dichos

activos/pasivos regulatorios.

En 2014, Brasil siguió con sequía. En noviembre el sistema

alcanzó el máximo riesgo de racionamiento de energía. Los

niveles promedios de los embalses atingirán un 1% debajo

del último racionamiento. Sin embargo, el Gobierno afirma la

existencia de no riesgo en el suministro.

Para cubrir el sobrecosto de energía el gobierno ha creado la

cuenta ACR a través de préstamos bancarios a abonar den-

tro de dos años por la tarifa. Hasta el 31 de diciembre de

2014 los distribuidores utilizaran un monto aproximado de 18

cimiento de la demanda a mínimo costo para el sistema. El

precio al cual se liquidan las transacciones del mercado spot

se denomina Precio de Liquidación de las Diferencias –(PLD)–,

el cual tiene en cuenta la curva de aversión al riesgo de los

agentes.

Los agentes de Generación están habilitados para vender su

energía mediante contratos en el mercado regulado o en el

mercado libre y transar sus excedentes/déficits a través del

mercado spot. El mercado libre apunta al segmento de gran-

des usuarios, con límite 3.000 kW o 500 si compran ERNC.

En el ambiente de contratación libre, las condiciones para la

compra de energía son negociables entre los proveedores y

sus clientes. En cambio, en el ambiente de contratación re-

gulado, donde operan las empresas de distribución, la com-

pra de energía debe llevarse a cabo en virtud de un proceso

de licitación coordinado por ANEEL. De esta manera, el pre-

cio regulado de compra para la formación de tarifas a usua-

rios finales se basa en los precios medios de las licitaciones,

existiendo procesos independientes de licitación de energía

existente y de energía nueva. Estos últimos contemplan

contratos de largo plazo en que nuevos proyectos de gene-

ración deben cubrir los crecimientos de demanda previstos

por las distribuidoras. Las licitaciones de energía vieja consi-

deran plazos de contratación menores y buscan cubrir las

necesidades de contratación de las distribuidoras que sur-

gen del vencimiento de contratos previos. Cada proceso de

licitación es coordinado centralizadamente, la autoridad defi-

ne precios máximos y, como resultado, se firman contratos

donde todas las distribuidoras participantes en el proceso

compran a prorrata a cada uno de los generadores oferen-

tes.

El 25 de noviembre de 2014, ANEEL aprobó los nuevos lími-

tes del PLD para el año 2015. Se cambiaran los límites máxi-

mo (disminución de 823 para 388 R$/MWh) y mínimo (au-

mento de 16 para 30 R$/MWh). La decisión fue resultado de

un amplio debate, que comenzó con la Consulta Pública n.

09/2014 y más tarde la Audiencia Pública n. 54/2014.

El principal efecto del nuevo límite es reducir el impacto fi-

nanciero de las distribuidores a posibles riesgos futuros de

exposición contractual de energía al mercado spot, donde

en 2014 el precio spot estuvo al máximo en gran parte del

año. Desde el punto de vista de generación el nuevo precio

máximo también resulta en mitigación de riesgos de exposi-

ción económica y financiera no recuperable, cuando la pro-

ducción está por debajo de los valores contractuales. Por


Transmisión. La Comisión de Regulación de Energía y Gas

(CREG) y la Superintendencia de Servicios Públicos (SSPD)

son las encargadas, respectivamente, de regular y fiscalizar

a las empresas del sector, adicionalmente la Superintenden-

cia de Industria y Comercio es la autoridad nacional para te-

mas de protección de la competencia.

El mercado eléctrico se fundamenta en el hecho de que las

empresas comercializadoras y los grandes consumidores

pueden transar la energía por medio de contratos bilaterales

o a través de un mercado de corto plazo denominado bolsa

de energía, que opera libremente de acuerdo con las condi-

ciones de oferta y demanda. Además, para promover la ex-

pansión del sistema, se realizan subastas de largo plazo de

Energía Firme, dentro del esquema de Cargo por Confiabili-

dad. La operación y la administración del mercado la realiza

XM, que tiene a su cargo las funciones de Centro Nacional

de Despacho (CND) y Administrador del Sistema de Inter-

cambios Comerciales (ASIC).

Perú

La Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, la Ley

para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléc-

trica (Ley 28.832), la Ley Antimonopolio y Oligopolio del Sec-

tor Eléctrico, la Norma Técnica de Calidad de los Servicios

Eléctricos, el Reglamento de Protección Ambiental en las

Actividades Eléctricas, la Ley de Creación del Organismo Su-

pervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) y

su Reglamento, el Reglamento de Usuarios Libres de Elec-

tricidad, y el Decreto Legislativo 1221 que mejora la regula-

ción de la distribución de electricidad para promover el acce-

so a la energía eléctrica en el Perú, son las normas principales

que integran el marco regulatorio para el desarrollo de las

actividades eléctricas en Perú.

La Ley 28.832, tiene como objetivos asegurar en forma sufi-

ciente una generación eficiente que reduzca el riesgo de

volatilidad de precios y el racionamiento, propiciando un es-

tablecimiento de precios de mercado basados en la compe-

tencia, planificar y asegurar un mecanismo que garantice la

expansión de la red de transmisión, así como permitir tam-

bién la participación de los Grandes Usuarios Libres y Distri-

buidores en el mercado de corto plazo. En este sentido, con

la finalidad de incentivar las inversiones en generación efi-

ciente y la contratación con empresas distribuidoras, se pro-

movieron licitaciones de contratos de suministro de electri-

cidad de largo plazo con precios firmes. Al respecto, las

empresas distribuidoras deben iniciar los procesos de licita-

mil millones de reales de la cuenta ACR, sin embargo, no fue

suficiente para cubrir todo el déficit. En marzo de 2015 fue

aprobado un nuevo préstamo a la cuenta ACR, para cubrir el

déficit de noviembre y diciembre de 2014. Fue aprobado

también un alargamiento del plazo de pago de todos los

préstamos, que ahora deberán ser pagos en 54 meses a

partir de noviembre 2015.

En función de los descalces entre los costes reconocidos en

tarifa y el real ajenos a la gestión de la distribuidora, e inten-

sificados por los costes implícitos de la sequía, ANEEL, en

Enero de 2015, empezó a aplicar un sistema (conocido por

las Banderas Tarifarias) de cobro mensual adicional sobre la

tarifa de los consumidores, siempre que el coste marginal

del sistema alcance niveles por encima del estándar regla-

mentario. El objetivo del regulador es darle al consumidor

una señal económica del costo de la generación ya en el

mes subsecuente, anticipándole al Distribuidor un monto

(de derecho) que éste solo lo tendría en el próximo evento

tarifario.

Colombia

Para el establecimiento del nuevo marco ordenado por la

Constitución, se expidió la Ley de Servicios Públicos Domici-

liarios (Ley 142 de 1994) y la Ley Eléctrica (Ley 143 de 1994),

mediante las cuales se definen los criterios generales y las

políticas que deberán regir la prestación de los servicios pú-

blicos domiciliarios en el país y los procedimientos y meca-

nismos para su regulación, control y vigilancia.

La Ley Eléctrica viabiliza el enfoque constitucional, regula las

actividades de generación, transmisión, distribución, y co-

mercialización de electricidad, crea ambiente de mercado y

competencia, fortalece el sector y delimita la intervención

del Estado. Teniendo en cuenta las características de cada

una de las actividades o negocios, se estableció como linea-

miento general para el desarrollo del marco regulatorio, la

creación e implementación de reglas que permitieran la libre

competencia en los negocios de generación y comercializa-

ción de electricidad, en tanto que la directriz para los nego-

cios de transmisión y distribución se orientó al tratamiento

de dichas actividades como monopolios, buscando en todo

caso condiciones de competencia donde esta fuera posible.

La principal institución del sector eléctrico es el Ministerio

de Minas y Energía que a través de la Unidad de Planeación

Minero Energética (UPME), elabora el Plan Energético Na-

cional y el Plan de Expansión de Referencia Generación -


> El Ministerio definirá una Zona de Responsabilidad Téc-

nica (ZRT) para cada Distribuidor, considerando prefe-

rentemente el ámbito de las Regiones donde opera

(próximas a su zona de concesión). Las obras ejecuta-

das en las ZRT deberán ser aprobadas por el Distribui-

dor, y éste tendrá la prioridad para ejecutarlas o podrán

serles transferidas posteriormente. Se reconocerá un

VAD por inversión y costos reales auditados (con un

tope máximo).

> Incorpora al VAD un cargo para la Innovación Tecnológica

y/o Eficiencia Energética en Distribución.

> Incorpora un factor de ajuste al VAD que promueve la ca-

lidad del servicio en Distribución.

> Establece la obligación de los Distribuidores de garantizar

por 24 meses su demanda regulada.

> Obligación del Distribuidor de efectuar obras de electrifi-

cación de habilitaciones urbanas o efectuar la devolución

de la contribución a partir de que se alcance un 40% de

habitabilidad.

> En cuanto a las concesiones, limita a 30 años aquellas

derivadas de licitaciones, necesidad de informe favorable

de gestión de cuencas para la generación hidráulica, otor-

gamiento y caducidad por Resolución Ministerial.

> Establece condiciones para la generación distribuida de

energías renovables no convencionales y cogeneración,

que les permita inyectar excedentes al sistema de distri-

bución sin afectar la seguridad operacional.

Se espera que la publicación de los reglamentos derivados

de este Decreto sea efectuada durante los primeros meses

del 2016, para su posterior implementación.

Energías renovables no convencionales

> En Brasil, ANEEL realiza subastas por tecnología tenien-

do en consideración el plan de expansión fijado por EPE,

la entidad encargada de la planificación, de manera que

se alcance el valor de capacidad de energía renovable no

convencional fijado como meta.

> En Colombia, en 2001 se expidió la Ley 697 que creó el

PROURE (Programa de Uso Racional y Eficiente de la

Energía y demás formas de Energías No Convencionales

- ERNC), posteriormente se definieron sendas indicativas

para las ERNC del 3.5% en 2015 y del 6.5% en 2020. En

2014 se promulgó la Ley 1715, creado un marco legal para

el desarrollo de las energías renovables no convenciona-

les, donde se establecieron lineamientos sobre declarato-

ria de utilidad pública, incentivos tributarios, arancelarios

y contables. Como parte de la reglamentación, el Ministe-

ción por lo menos con tres años de anticipación a fin de

evitar que la demanda de sus usuarios regulados quede sin

cobertura.

La expansión de la transmisión debe ser planificada me-

diante un plan de transmisión de carácter vinculante, elabo-

rado por el COES SINAC y aprobado por el Ministerio de

Energía y Minas previa opinión favorable de Osinergmin.

Se distinguen dos tipos de instalaciones: a) El Sistema Ga-

rantizado de Transmisión, que es remunerado por la de-

manda y b) El Sistema Complementario de Transmisión,

que es remunerado en forma compartida por los generado-

res y la demanda.

En cuanto al COES SINAC, éste organismo tiene por finali-

dad coordinar la operación al mínimo costo, preservando la

seguridad del sistema y el mejor aprovechamiento de los

recursos energéticos, planificar la transmisión y administrar

el mercado de corto plazo. Está conformado por los Genera-

dores, Transmisores, Distribuidores y Grandes Usuarios Li-

bres (usuarios con demandas iguales o superiores a 10

MW), integrantes del Sistema Eléctrico Interconectado Na-

cional.

Los generadores pueden vender su energía a: (i) Empresas

Distribuidoras por medio de contratos licitados o contratos

bilaterales regulados, (ii) Clientes libres y (iii) Mercado Spot

donde se transan excedentes de energía entre compañías

generadoras. Los generadores también obtienen un pago

por la potencia firme que aportan al sistema, pago que es

independiente de su despacho.

La formación del precio spot en Perú no refleja necesaria-

mente los costos del sistema, al definirse un costo marginal

idealizado, considerando que no existen las actuales restric-

ciones del sistema de transporte de gas y electricidad; y de

la misma forma, al definir un precio techo para el mercado.

Esto fue establecido en una normativa de emergencia surgi-

da en 2008 (Decreto de Urgencia 049 de 2008) y se manten-

drá, al menos, hasta finales de 2016.

El Decreto Legislativo 1221, publicado el 24 de septiembre

de 2015, modifica aspectos del marco vigente, entre los cua-

les se mencionan los siguientes:

> En las tarifas de distribución, el cálculo del VAD (Valor

Agregado de Distribución) y de la Tasa Interna de Retorno

(TIR) se efectuará individualmente para cada empresa de

Distribución con más de 50 mil clientes.


MWh, y fijando penalidades a quienes no cumplan con

los objetivos. Se encuentra pendiente la reglamentación

de la ley.

Límites a la integración y concentración

En general, en todos los países existe una legislación de de-

fensa de la libre competencia, que junto con la normativa

específica aplicable en materia eléctrica definen criterios

para evitar determinados niveles de concentración económi-

ca y/o prácticas abusivas de mercado.

En principio, se permite la participación de las empresas en

diferentes actividades (generación, distribución, comerciali-

zación) en la medida que exista una separación adecuada de

las mismas, tanto contable como societaria. No obstante,

en el sector de transmisión es donde se suelen imponer las

mayores restricciones, principalmente por su naturaleza y

por la necesidad de garantizar el acceso adecuado a todos

los agentes. En efecto, en Argentina y Colombia hay restric-

ciones específicas para que las compañías generadoras o

distribuidoras puedan ser accionistas mayoritarias de em-

presas de transmisión.

En cuanto a la concentración en un sector específico, en

Argentina no se establece límites específicos a la integra-

ción vertical u horizontal. En Perú las integraciones están

sujetas a autorización. En Colombia, ninguna empresa podrá

tener directa o indirectamente, una participación superior al

25% en la actividad de comercialización de electricidad, por

otro lado para la actividad de generación se establecen dos

criterios, uno que revisa los límites de participación en fun-

ción de la concentración del mercado (índice HHI) y el tama-

ño de los agentes según su Energía Firme, y otro que revisa

condiciones de pivotalidad en el mercado según la disponibi-

lidad de los recursos frente a la demanda del sistema. Adi-

cionalmente, en Colombia aquellas empresas creadas con

posterioridad a la Ley de Servicios Públicos de 1994, única-

mente pueden desarrollar actividades complementarias de

generación-comercialización y distribución-comercialización.

Finalmente en el caso de Brasil, con los cambios en el sector

eléctrico derivados de la Ley Nº 10.848/2004 y del Decreto

Nº 5.163/2004, la ANEEL fue gradualmente perfeccionando

el reglamento, eliminando los límites a la concentración, por

no ser más compatible con el entorno regulatorio vigente.

En el caso de consolidaciones o fusiones entre agentes de

un mismo segmento, la normativa exige contar con la auto-

rización del regulador.

rio de Minas y Energía expidió el Decreto 2469 de 2014 el

cual estableció los lineamientos de política energética en

materia de entrega de excedentes de autogeneración.

Así mismo, la CREG publicó la resolución 24 de 2015 que

regula la actividad de autogeneración a gran escala, y la

UPME publicó la resolución 281 de 2015 que define el lí-

mite de autogeneración a pequeña escala igual a 1MW.

Adicionalmente, la CREG expidió la resolución 11 de 2015

que promueve mecanismos de respuesta de la demanda.

En 2015 la CREG publicó la Resolución 138 que modifica

el esquema de remuneración del cargo por confiabilidad

para las plantas menores. La nueva normativa establece

que dichas plantas pertenecerán al esquema centralizado

del cargo y deberán declarar ENFICC para tener asigna-

ciones de OEF. Si la diferencia entre la generación real y

programada de dichas plantas es menor al +/-5%, podrán

mantener el esquema de remuneración actual. Mediante

la Resolución CREG 177 de 2015 se definió un periodo de

transición hasta junio 2016 para la aplicación de esta me-

dida. El Ministerio de minas y Energía expidió en 2015 el

Decreto 1623 que reglamenta las políticas de expansión

de cobertura y el Decreto 2143 de 2015 que define los li-

neamientos para la aplicación de los incentivos fiscales y

tributarios establecidos en la Ley 1715.

> En Perú, existe un porcentaje objetivo del 5% de partici-

pación de ERNC en la matriz energética del país. Es un

objetivo no vinculante y la autoridad regulatoria, el Osi-

nergmin, realiza subastas diferenciadas por tecnología

para cumplirlo.

> En Argentina, el 21 de octubre de 2015 se publicó en el

Boletín Oficial la nueva ley 27.191 de Energías Renovables

en la Argentina, modificatoria de la ley vigente Ley N° 26

190. La nueva regulación pospone para el 31/12/2017 el

objetivo de alcanzar el 8% de participación en la demanda

nacional con generación de fuentes renovables y estable-

ce como objetivo de segunda etapa alcanzar un 20% de

participación de en el año 2025 fijando objetivos interme-

dios del 12%, 16% y 18% para finales de los años 2019,

2021 y 2023. La sancionada Ley crea un Fondo Fiduciario

(FODER) que podrá financiar obras, otorga beneficios im-

positivos a los proyectos de energía renovable y estable-

ce la no aplicación de tributos específicos, regalías nacio-

nales, provinciales y municipales hasta el 31/12/2025. Los

clientes categorizados como Grandes Usuarios (>300

Kw) deberán cumplir individualmente con los objetivos de

participación de renovables, estableciéndose que el pre-

cio de estos contratos no podrá ser superior a 113 US$/


Nota 6Combinación de Negocios – Adquisición de Inversiones Gasatacama Holding LimitadaEl 22 de abril de 2014, Endesa Chile adquirió el 50% de los derechos sociales de Inversiones GasAtacama

Holding Limitada (en adelante “GasAtacama”), que Southern Cross Latin America Private Equity Fund III L.P.

(en adelante “Southern Cross”) poseía a dicha fecha.

En consecuencia, el Grupo alcanzó un 100% de control sobre GasAtacama, sociedad controladora de la Central

Atacama, una central térmica de ciclo combinado a gas natural o petróleo diésel, de 780 MW de potencia si-

tuada en el norte de Chile; del Gasoducto Atacama, de 940 km de longitud que une Coronel Cornejo (Argentina)

y Mejillones (Chile); y del Gasoducto Taltal, de 223 km de longitud que une Mejillones y Paposo.

La toma de control sobre GasAtacama permite al Grupo sumar cerca de 1.000 MW de capacidad de generación

en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), logrando de esta manera satisfacer la mayor demanda

industrial, residencial y minera, a través de una oferta de energía competitiva y de bajo impacto ambiental.

La adquisición de GasAtacama fue registrada siguiendo los criterios de contabilización de las combinaciones

de negocios realizadas por etapas, detallados en la Nota 2.6.1.

A partir de la fecha de adquisición, Inversiones GasAtacama Holding Limitada contribuyó ingresos de activida-

des ordinarias por M$ 113.074.006 y ganancias antes de impuestos por M$ 33.443.547 a los resultados del

Grupo del ejercicio 2014. Si la adquisición hubiese ocurrido el 1 de enero de 2014, se estima que para el ejerci-

cio finalizado al 31 de diciembre de 2014, los ingresos de actividades ordinarias consolidados habrían ascendido

a M$ 179.474.707 y la ganancia antes de impuesto consolidada habría ascendido a M$ 41.772.291.

a) Contraprestación transferida

La siguiente tabla resume el valor razonable, en la fecha de adquisición de GasAtacama, de cada clase de con-

traprestación transferida:

M$Precio Pagado Total 174.028.622 Transacción reconocida de forma separada de la adquisición de activos y de la asunción de pasivos (i) (16.070.521)

Total pagado en Efectivo 157.958.101

(i) El desembolso total de la transacción ascendió a M$ 174.028.622, e incluyó la cesión de derechos de cobro

de un crédito por M$ 16.070.521, que la Sociedad Pacific Energy Sub Co. (filial de Southern Cross) mante-

nía vigente con Atacama Finance Co. (filial de GasAtacama).

b) Costos relacionados con la adquisición

Endesa Chile incurrió en costos de M$ 23.543 relacionados con la adquisición de Inversiones GasAtacama

Holding Limitada, por concepto de honorarios de asesoría financiera. Estos costos fueron reconocidos en el

año 2014 en el rubro Otros gastos por naturaleza del estado de resultados integrales consolidado.


c) Activos adquiridos identificables y pasivos asumidos identificables

A continuación se resume los montos reconocidos para los activos adquiridos y los pasivos asumidos en la

fecha de adquisición:

M$Precio Pagado Total 174.028.622

Transacción reconocida de forma separada de la adquisición de activos y de la asunción de pasivos (i) (16.070.521)

Total pagado en Efectivo 157.958.101

Activos netos adquiridos identificablesValor razonable

M$Efectivo y equivalentes al efectivo 120.303.339 Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar corrientes 34.465.552 Cuentas por cobrar a entidades relacionadas corriente 5.692.257 Inventarios corrientes 15.009.265 Propiedades, planta y equipo (*) 199.660.391 Activo por impuestos diferidos (**) 2.392.531 Otros activos 23.906.126 Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar corrientes (30.818.836)Cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes (34.445.277)Pasivo por impuestos diferidos (**) (28.923.167)Otros pasivos (10.874.817)Total 296.367.364

(*) Ver Nota 16.b.

(**) Ver Nota 17.a.

Respecto al monto bruto de los deudores comerciales y otras cuentas por cobrar no se prevé riesgo de inco-

brabilidad.

Considerando la naturaleza del negocio y activos de GasAtacama, la medición del valor razonable de los activos

adquiridos y pasivos asumidos fue realizada utilizando los siguientes enfoques de valoración:

i. Enfoque del mercado, mediante el método de comparación, tomando como base los precios de mercado

cotizados para elementos idénticos o comparables cuando estos están disponibles.

ii. Enfoque del costo, o costo de reposición depreciado, el cual refleja los ajustes relacionados con el deterio-

ro físico así como también la obsolescencia funcional y económica.

iii. Enfoque de ingresos, el cual mediante técnicas de valoración que convierten montos futuros (por ejemplo,

flujos de efectivo o ingresos y gastos) en un monto presente único (es decir, descontado). La medición del

valor razonable se determina sobre la base del valor indicado por las expectativas de mercado presentes

sobre esos montos futuros.

Conciliación de valores

Los valores razonables surgieron finalmente como consecuencia de una evaluación y conciliación de los resul-

tados de los métodos seleccionados, en base a la naturaleza de cada uno de los activos adquiridos y pasivos

asumidos.


d) Plusvalía

Saldo al 31-12-2014M$

Precio pagado en efectivo 157.958.101 Valor razonable de participación pre-existente 157.147.000 Valor razonable de los activos netos adquiridos identificables (296.367.364)Plusvalía (*) 18.737.737

(*) Ver Nota 15.

La plusvalía es atribuible principalmente al valor de las sinergias que se esperan lograr a través de la integración

de GasAtacama en el Grupo. Estas sinergias están relacionadas, entre otras, con reducción de costos adminis-

trativos, de estudios y estructuras, que podrían ser absorbidos por Endesa Chile.

e) Remedición de participación pre-existente y diferencias de cambio por conversión

La remedición del valor razonable de 50% de participación pre-existente que Endesa Chile tenía sobre GasAta-

cama, resultó en una ganancia de M$ 21.546.320. Este monto corresponde a la diferencia positiva que surge

de comparar el valor razonable de la participación pre-existente, que ascendió a M$ 157.147.000, y el valor de

la inversión contabilizada bajo el método de la participación en la fecha de adquisición, que ascendía a M$

135.600.680.

Por otra parte, las diferencias de cambio por conversión de la participación preexistente, acumuladas en el pa-

trimonio de Endesa Chile hasta la fecha de toma de control, fueron reclasificadas al resultado del ejercicio,

generando una ganancia de M$ 21.006.456.

Ambos montos fueron registrados en el rubro “otras ganancias (pérdidas)” del estado de resultados integrales

en el ejercicio 2014.


Nota 7Efectivo y Equivalente al Efectivoa) La composición del rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es la siguiente:

Efectivo y Equivalentes al EfectivoSaldo al

31-12-2015M$

31-12-2014M$

Efectivo en caja 4.759 551.153 Saldos en bancos 10.802.821 130.725.229 Depósitos a plazo 971.873 168.153.726 Otros instrumentos de renta fija 25.645.780 37.198.695 Total 37.425.233 336.628.803

Los depósitos a plazo vencen en un plazo inferior a tres meses desde su fecha de adquisición y devengan el

interés de mercado para este tipo de inversiones de corto plazo. Los otros instrumentos de renta fija corres-

ponden fundamentalmente a pactos con compromiso de retrocompra, cuyo vencimiento es inferior a 90 días

desde la fecha de inversión. No existen restricciones por montos significativos a la disposición de efectivo.

b) El detalle por tipo de moneda del saldo anterior es el siguiente:

Moneda31-12-2015

M$31-12-2014

M$$ Chilenos 27.625.086 43.104.563 $ Argentinos 5.531.184 16.686.627 $ Colombianos - 224.221.908 Nuevo sol peruano - 27.175.201 US$ Estadounidenses 4.268.963 25.440.504 Total 37.425.233 336.628.803

c) A continuación se muestran los montos pagados para obtener el control de subsidiarias, al 31 de diciembre de 2015 y 2014

Adquisición de subsidiarias31-12-2015

M$31-12-2014

M$Importes por adquisiciones pagadas en efectivo y equivalentes al efectivo - (157.958.101)Importes de efectivo y equivalentes al efectivo en entidades adquiridas - 120.303.339

Total neto (*) - (37.654.762)

(*) Ver Nota 6.

d) A continuación se presenta la conciliación de efectivo y equivalentes al efectivo presentados en el estado de situación con el efectivo y equivalentes al efectivo en el estado de flujo de efectivo, al 31 de diciembre de 2015 y 2014:

31-12-2015M$

31-12-2014M$

Efectivo y equivalentes al efectivo ( estado de situación financiera) 37.425.233 336.628.803Efectivo y equivalentes al efectivo atribuidos a activos mantenidos para la venta - 29.702

Efectivo y Equivalentes al Efectivo atribuido a activos mantenidos para distribuir a los propietarios (*) 112.313.130 -

Efectivo y equivalentes al efectivo (estado de flujo de efectivo) 149.738.363 336.658.505

(*)Ver Nota 4.1


e) A continuación se muestran los montos recibidos por la venta de participación de subsidiarias, al 31 de diciembre de 2015 y 2014:

Pérdida de control en subsidiarias 31-12-2015M$

31-12-2014M$

Importe recibido por la venta de subsidiarias (*) 25.000.000 -Importes de efectivo y equivalentes al efectivo en entidades vendidas (18.360.347) -Total neto 6.639.653 -

(*) Ver Nota 2.4.1 y 30


Nota 8Otros Activos FinancierosLa composición de este rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es la siguiente:

Otros activos financieros

SaldosCorrientes No corrientes

31-12-2015M$

31-12-2014M$

31-12-2015M$

31-12-2014M$

Inversiones Disponibles para la Venta que cotizan - - 389 425 Inversiones Disponibles para la Venta no cotizadas o que tienen poca liquidez - - 3.001.868 4.202.577 Instrumentos Derivados Cobertura (*) 76.703 1.221.342 18.716.463 3.711.802 Instrumentos Derivados No Cobertura (**) - 2.958.770 - 22.002 Inversiones a mantener hasta el vencimiento 934.852 20.669.908 - - Total 1.011.555 24.850.020 21.718.720 7.936.806

( *) Ver Nota 20.2.a.

(**) Ver Nota 20.2.b.

Nota 9Cuentas Comerciales y otras cuentas por cobrara) La composición de este rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es la siguiente:

Cuentas Comerciales y Otras Cuentas por Cobrar, Bruto

Saldo al31-12-2015 31-12-2014

CorrienteM$

No corrienteM$

CorrienteM$

No corrienteM$

Cuentas comerciales y otras cuentas por cobrar, bruto 365.024.469 35.901 437.038.801 141.216.512 Cuentas comerciales, bruto 271.783.505 35.901 335.438.803 136.744.799 Otras cuentas por cobrar, bruto 93.240.964 - 101.599.998 4.471.713

Cuentas Comerciales y Otras Cuentas por Cobrar, Neto

Saldo al31-12-2015 31-12-2014

CorrienteM$

No corrienteM$

CorrienteM$

No corrienteM$

Cuentas comerciales y otras cuentas por cobrar, neto 363.475.277 35.901 433.407.008 141.216.512 Cuentas comerciales, neto 270.234.313 35.901 333.117.446 136.744.799 Otras cuentas por cobrar, neto 93.240.964 - 100.289.562 4.471.713

Los saldos incluidos en este rubro, en general, no devengan intereses.

El Grupo no tiene clientes con los cuales registre ventas que representen el 10% o más de sus ingresos ordi-

narios por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015 y 2014.

Para los montos, términos y condiciones relacionados con cuentas por cobrar con partes relacionadas, referirse

a la Nota 10.1.


b) Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, el análisis de cuentas comerciales por ventas vencidas y no pagados, pero no deteriorados es el siguiente:

Cuentas comerciales por ventas vencidas y no pagadas pero no deterioradasSaldo al

31-12-2015M$

31-12-2014M$

Con antigüedad menor de tres meses 1.122.810 9.595.932 Con antigüedad entre tres y seis meses 522 571.114 Con antigüedad entre seis y doce meses 411.387 1.812.932 Total 1.534.719 11.979.978

c) Los movimientos en la provisión de deterioro de cuentas comerciales por venta fueron los siguientes:

Cuentas comerciales por ventas vencidas y no pagadas con deterioroCorriente y

no CorrienteM$

Saldo al 1 de enero de 2013 4.587.452Aumentos (disminuciones) del ejercicio (140.365)Montos castigados (411.830)Diferencias de conversión de moneda extranjera (43.031)Saldo al 31 de diciembre de 2013 3.992.226Aumentos (disminuciones) del ejercicio 748.748Montos castigados (1.035.170)Diferencias de conversión de moneda extranjera (74.011)Saldo al 31 de diciembre de 2014 3.631.793Aumentos (disminuciones) del ejercicio (*) (**) 480.617 Montos castigados (3.566)

Diferencias de conversión de moneda extranjera (213.092)Traspaso a activos mantenidos para distribuir a los propietarios (2.346.560)Saldo al 31 de diciembre de 2015 1.549.192

(*) Ver Nota 28: Depreciación, amortización y pérdida por deterioro.

(**)El aumento de las provisiones por deterioro de cuentas comerciales, relacionadas con las operaciones continuadas de Endesa

Chile, ascendió a M$ 371.558 durante el ejercicio 2015. Por otra parte, el 100% de los montos castigados y diferencias de conversión

de moneda extranjera generadas en 2015, se relacionan con las operaciones discontinuadas (Ver Nota 4.1).

Castigos de deudores incobrables

El castigo de deudores morosos se realiza una vez que se han agotado todas las gestiones de cobranza, las

gestiones judiciales y la demostración de la insolvencia de los deudores. En el caso de nuestro negocio de

Generación, para los pocos casos que ocurren en cada país, el proceso conlleva normalmente, por lo menos,

un año de gestiones.

d) Información adicional

> Información adicional estadística requerida por oficio circular N° 715, de la Superintendencia de Valores y

Seguros de Chile, de fecha 03 de febrero de 2012 (taxonomía XBRL). Ver Anexo 7.

> Información complementaria de cuentas comerciales: Ver anexo 7.1.


Nota 10Saldos y transacciones con partes relacionadasLas transacciones con entidades relacionadas se realizan en condiciones de mercado.

Las transacciones con sociedades filiales han sido eliminadas en el proceso de consolidación y no se desglosan en esta nota.

A la fecha de los presentes estados financieros, no existen garantías otorgadas asociadas a los saldos entre empresas rela-

cionadas, ni provisiones por deudas de dudoso cobro.

10.1 Saldos y transacciones con entidades relacionadasLos saldos de cuentas por cobrar y pagar entre la Sociedad y sus sociedades relacionadas no consolidables son los siguientes:

a) Cuentas por cobrar a entidades relacionadas

R.U.T. SociedadDescripción de la transacción

Plazo de la transacción

Extranjera Comercializadora de Energía del Mercosur S.A. Venta de Energía Menos de 90 días96.800.570-7 Chilectra S.A. Venta de Energía Menos de 90 días96.800.570-7 Chilectra S.A. Otros servicios Menos de 90 díasExtranjera Companhía Interconexao Energética S.A. Peaje Menos de 90 díasExtranjera Compañía Distribuidora y Comercializadora de Energía S.A. Venta de Energía Menos de 90 díasExtranjera Compañía Distribuidora y Comercializadora de Energía S.A. Otros servicios Menos de 90 díasExtranjera Empresa de Energía de Piura S.A. Otros servicios Menos de 90 díasExtranjera Empresa de Energía de Piura S.A. Otros servicios Menos de 90 díasExtranjera Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. Venta de Energía Menos de 90 díasExtranjera Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. Otros servicios Menos de 90 díasExtranjera Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. Peaje Menos de 90 díasExtranjera Empresa Distribuidora Sur S.A. Cta. Cte. mercantil Menos de 90 días96.783.910-8 Empresa Eléctrica de Colina Ltda. Venta de Energía Menos de 90 díasExtranjera Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. Venta de Energía Menos de 90 días94.271.000-3 Enersis Américas S.A. Otros servicios Menos de 90 díasExtranjera Generalima S.A. Otros servicios Menos de 90 días76.418.940-K GNL Chile S.A. Otros servicios Menos de 90 días76.418.940-K GNL Chile S.A. Anticipo Compra de Gas Menos de 90 días76.418.940-K GNL Chile S.A. Préstamos Menos de 90 días76.788.080-4 GNL Quintero S.A. Venta de Energía Menos de 90 días76.107.186-6 ICT Servicios Informáticos Ltda.(*) Otros servicios Menos de 90 días79.913.810-7 Inmobiliaria Manso de Velasco S.A. (*) Otros servicios Menos de 90 días76.107.186-6 Servicios Informáticos e Inmobiliarios Ltda. Otros servicios Menos de 90 días96.800.460-3 Luz Andes Ltda. Venta de Energía Menos de 90 días96.806.130-5 Electrogas S.A. Dividendos Menos de 90 días96.524.140-K Empresa Eléctrica Panguipulli S.A. Venta de Energía Menos de 90 días96.524.140-K Empresa Eléctrica Panguipulli S.A. Otros servicios Menos de 90 días96.880.800-1 Empresa Eléctrica Puyehue S.A. Venta de Energía Menos de 90 díasExtranjera Distrilec Inversora S.A. Dividendos Menos de 90 díasExtranjera PH Chucas S.A. Otros servicios Menos de 90 díasExtranjera Endesa Generación S.A. Derivados de commodities Menos de 90 díasExtranjera Endesa Generación S.A. Otros servicios Menos de 90 díasExtranjera Endesa Energía S.A. Otros servicios Menos de 90 días


(Continua)

Naturaleza de la relación

Moneda PaísCorrientes No corrientes

31-12-2015M$

31-12-2014M$

31-12-2015M$

31-12-2014M$

Asociada $ Arg Argentina - 180.969 - - Matriz Común CH$ Chile 44.709.413 38.040.166 - - Matriz Común CH$ Chile 501.764 163.098 - - Matriz Común $ Arg Brasil - 7.467.263 - - Matriz Común $ Col Colombia - 7.529.800 - - Matriz Común $ Col Colombia - 27.827 - - Matriz Común Soles Perú - 321.910 - - Matriz Común CH$ Chile - 23.983 - - Matriz Común Soles Perú - 5.507.890 - - Matriz Común Soles Perú - 653.237 - - Matriz Común Soles Perú - 926.965 - - Matriz Común $ Arg Argentina - 3.415 - - Matriz Común CH$ Chile 3.009 7.659 - - Matriz Común $ Col Colombia - 260.417 - - Matriz CH$ Chile 265.162 296.325 - - Matriz Común CH$ Perú - 3.176.838 - - Asociada US$ Chile - 1.644.650 - - Asociada US$ Chile 15.570.315 11.845.926 - - Asociada US$ Chile 1.498.339 549.359 - - Asociada CH$ Chile 571.118 649.986 - - Matriz Común CH$ Chile - 10.500 - - Matriz Común CH$ Chile - 579 - - Matriz Común CH$ Chile 18.277 - - - Matriz Común CH$ Chile 462 1.524 - - Asociada CH$ Chile 1.849.765 1.477.177 - - Matriz Común CH$ Chile 86.713 156.613 - - Matriz Común CH$ Chile 198 - - - Matriz Común CH$ Chile 64 64 - - Asociada US$ Argentina - 6.158 - - Matriz Común CH$ Costa Rica 1.188.564 - - - Matriz Común CH$ España 1.858.366 99.662 - - Matriz Común CH$ España - 36.067 - - Matriz Común CH$ Chile 232.867 - - -




76.126.507-5 Parque Eólico Talinay Oriente S.A. Venta de Energía Menos de 90 días76.179.024-2 Parque Eólico Tal Tal S.A. Venta de Energía Menos de 90 días76.321.458-3 Almeyda Solar SPA Otros servicios Menos de 90 días76.052.206-6 Parque Eólico Valle de los Vientos SA Venta de Energía Menos de 90 díasExtranjera Enel Trade S.p.A Derivados de commodities Menos de 90 díasExtranjera Enel Trade S.p.A Otros servicios Menos de 90 días Total

(*) Con fecha 31 de diciembre de 2014 Inmobiliaria Manso de Velasco S.A. fue fusionada con ICT Servicios Informáticos Ltda., siendo esta última sociedad la continuadora legal con el nombre Servicios Informáticos e Inmobiliarios Ltda.

b) Cuentas por pagar a entidades relacionadas



Extranjera Comercializadora de Energía del Mercosur S.A. Compra de Combustible Menos de 90 días

Extranjera Comercializadora de Energía del Mercosur S.A. Otros servicios Menos de 90 días

96.800.570-7 Chilectra S.A. Otros servicios Menos de 90 días96.800.570-7 Chilectra S.A. Peaje Menos de 90 díasExtranjera Compañía Distribuidora y Comercializadora de Energía S.A. Compra de energía Menos de 90 díasExtranjera Compañía Distribuidora y Comercializadora de Energía S.A. Otros servicios Menos de 90 díasExtranjera Compañía de Transmisión del Mercosur S.A. Peaje Menos de 90 díasExtranjera Empresa de Energía de Piura S.A. Peaje Menos de 90 díasExtranjera Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. Otros servicios Menos de 90 díasExtranjera Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. Peaje Menos de 90 díasExtranjera Empresa Distribuidora Sur S.A. Cta. Cte. mercantil Menos de 90 días96.806.130-5 Electrogas S.A. Otros servicios Menos de 90 días96.806.130-5 Electrogas S.A. Peaje Menos de 90 díasExtranjera Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. Compra de energía Menos de 90 días94.271.000-3 Enersis Américas S.A. Otros servicios Menos de 90 días94.271.000-3 Enersis Américas S.A. Dividendos Menos de 90 días94.271.000-3 Enersis Américas S.A. Dividendos Menos de 90 días

94.271.000-3 Enersis Américas S.A. Cta. Cte. mercantil Menos de 90 días94.271.000-3 Enersis Américas S.A. Préstamos Menos de 90 días94.271.000-3 Enersis Américas S.A. Dividendos Menos de 90 días76.418.940-K GNL Chile S.A. Compra de Gas Menos de 90 días76.107.186-6 ICT Servicios Informáticos Ltda.(*) Otros servicios Menos de 90 días76.107.186-6 Servicios Informáticos e Inmobiliarios Ltda. Otros servicios Menos de 90 días

96.524.140-K Empresa Eléctrica Panguipulli S.A. Compra de Energía Menos de 90 díasExtranjera Endesa Generación S.A. Compra de Carbón Menos de 90 díasExtranjera Endesa Generación S.A. Otros servicios Menos de 90 díasExtranjera Endesa Generación S.A. Derivados de commodities Menos de 90 díasExtranjera Enel Iberoamérica SRL Otros servicios Menos de 90 díasExtranjera Enel Iberoamérica SRL Otros servicios Menos de 90 díasExtranjera Enel Iberoamérica SRL Otros servicios Menos de 90 díasExtranjera Enel Iberoamérica SRL Otros servicios Menos de 90 díasExtranjera Enel Produzione S.p.A. Otros servicios Menos de 90 días77.017.930-0 Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda. Otros servicios Menos de 90 díasExtranjera Enel Ingegneria & Ricerca Otros servicios Menos de 90 días76.126.507-5 Parque Eolico Talinay Oriente S.A. Compra de energía Menos de 90 díasExtranjera Enel Brasil S.A. Otros servicios Menos de 90 días76.179.024-2 Parque Eólico Tal Tal S.A. Compra de Energía Menos de 90 días

76.321.458-3 Almeyda Solar S.P.A Compra de energía Menos de 90 días

76.052.206-6 Parque Eólico Valle de los Vientos SA Compra de energía Menos de 90 días

Extranjera Enel S.p.A Otros servicios Menos de 90 días

Extranjera Enel Trade S.p.A Otros servicios Menos de 90 díasTotal

(*) Con fecha 31 de diciembre de 2014 Inmobiliaria Manso de Velasco S.A. fue fusionada con ICT Servicios Informáticos Ltda., siendo esta última

sociedad la continuadora legal con el nombre Servicios Informáticos e Inmobiliarios Ltda.

(Continua)


Naturaleza de la relación

Moneda PaísCorrientes No corrientes

31-12-2015M$

31-12-2014M$

31-12-2015M$

31-12-2014M$

Matriz Común CH$ Chile 59.786 21.647 - - Matriz Común CH$ Chile 215.977 - - - Matriz Común CH$ Chile 91.443 - - - Matriz Común CH$ Chile 125.727 - - - Matriz Común CH$ Italia 20.397 - - - Matriz Común CH$ Italia - 3.256 - - 68.867.726 81.090.930 - -

Corrientes No corrientesNaturaleza de la relación

Moneda País31-12-2015

M$31-12-2014

M$31-12-2015

M$31-12-2014

M$Asociada $ Arg Argentina - 1.782.295 - -

Asociada $ Arg Argentina 17.836 33.288 - -

Matriz Común CH$ Chile 57.024 33.575 - - Matriz Común CH$ Chile 8.996.228 12.169.357 - - Matriz Común $ Col Colombia - 2.088.174 - - Matriz Común $ Col Colombia - 59.568 - - Matriz Común $ Arg Argentina - 7.467.263 - - Matriz Común Soles Peru - 207.716 - - Matriz Común Soles Perú - 478.950 - - Matriz Común Soles Perú - 35.678 - - Matriz Común $ Arg Argentina - 176.620 - - Asociada CH$ Chile 641.113 335.962 - - Asociada CH$ Chile 77.049 - Matriz Común $ Col Colombia - 127.568 - - Matriz CH$ Chile 1.436.317 1.442.312 - - Matriz CH$ Chile 47.843.968 61.089.088 - - Matriz $ Col Chile - 57.423.449 - -

Matriz CH$ Chile - 36.253 - - Matriz CH$ Chile 177.747.326 60.904.443 - - Matriz Soles Chile - 3.139.149 - - Asociada CH$ Chile 6.357.467 19.808.375 - - Matriz Común CH$ Chile - 180.080 - - Matriz Común CH$ Chile 1.457.580 - - -

Matriz Común CH$ Chile 334.425 1.547.416 - - Matriz Común CH$ España 309.558 2.881.032 - - Matriz Común CH$ España 482.211 - - - Matriz Común CH$ España 2.899.021 1.102.253 - - Matriz $ Col España - 7.961 - - Matriz $ Arg España - 20.444 - - Matriz CH$ España 419.898 261.050 - - Matriz Eur España - 209.132 - - Matriz Común CH$ Italia 216.599 99.837 97.186 - Negocio Conjunto CH$ Chile 258.625 157.762 - - Matriz Común CH$ Italia 4.295.894 2.123.506 - - Matriz Común CH$ Chile 50.757 - - Asociada CH$ Brasil 76.021 95.690 - - Matriz Común CH$ Chile 2.196.983 - - -

Matriz Común CH$ Chile 113 - - -

Matriz Común CH$ Chile 1.162.999 - - -

Matriz Eur Italia 11.849 - - -

Matriz Común CH$ Italia 237.624 - - - 257.584.485 237.525.246 97.186 -


c) Transacciones más significativas y sus efectos en resultados:

El detalle de las transacciones con entidades relacionadas no consolidables es el siguiente:

R.U.T. Sociedad Naturaleza de la relación

96.800.570-7 Chilectra S.A. Matriz Común96.800.570-7 Chilectra S.A. Matriz Común96.800.570-7 Chilectra S.A. Matriz Común96.800.570-7 Chilectra S.A. Matriz Común96.783.910-8 Empresa Eléctrica de Colina Ltda. Matriz Común96.783.910-8 Empresa Eléctrica de Colina Ltda. Matriz94.271.000-3 Enersis Américas S.A. Matriz94.271.000-3 Enersis Américas S.A. Matriz94.271.000-3 Enersis Américas S.A. MatrizExtranjera Empresa Distribuidora Sur S.A. Matriz ComúnExtranjera Empresa Distribuidora Sur S.A. Matriz Común96.800.460-3 Luz Andes Ltda. Matriz ComúnExtranjera Compañía Distribuidora y Comercializadora de Energía S.A. Matriz ComúnExtranjera Compañía Distribuidora y Comercializadora de Energía S.A. Matriz ComúnExtranjera Compañía Distribuidora y Comercializadora de Energía S.A. Matriz ComúnExtranjera Compañía Distribuidora y Comercializadora de Energía S.A. Matriz ComúnExtranjera Compañía Distribuidora y Comercializadora de Energía S.A. Matriz ComúnExtranjera Compañía Distribuidora y Comercializadora de Energía S.A. Matriz ComúnExtranjera Comercializadora de Energía del Mercosur S.A. AsociadaExtranjera Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. Matriz ComúnExtranjera Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. Matriz ComúnExtranjera Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. Matriz ComúnExtranjera Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. Matriz ComúnExtranjera Endesa Generación S.A. Matriz ComúnExtranjera Endesa Generación S.A. Matriz ComúnExtranjera Endesa Generación S.A. Matriz ComúnExtranjera Endesa Generación S.A. Matriz ComúnExtranjera Empresa de Energía de Piura S.A. Matriz ComúnExtranjera Empresa de Energía de Piura S.A. Matriz ComúnExtranjera Empresa de Energía de Piura S.A. Matriz ComúnExtranjera Empresa de Energía de Piura S.A. Matriz ComúnExtranjera Empresa de Energía de Piura S.A. Matriz ComúnExtranjera Generalima S.A. Matriz ComúnExtranjera Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. Matriz ComúnExtranjera Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. Matriz Común76.788.080-4 GNL Quintero S.A. Asociada76.788.080-4 GNL Quintero S.A. Asociada76.788.080-4 GNL Quintero S.A. AsociadaExtranjera Compañía de Transmisión del Mercosur S.A. Matriz Común96.806.130-5 Electrogas S.A. Asociada96.806.130-5 Electrogas S.A. Asociada76.418.940-K GNL Chile S.A. Asociada76.418.940-K GNL Chile S.A. Asociada76.418.940-K GNL Chile S.A. Asociada76.418.940-K GNL Chile S.A. Asociada76.107.186-6 ICT Servicios informáticos Ltda.(*) Matriz Común76.107.186-6 ICT Servicios informáticos Ltda.(*) Matriz Común79.913.810-7 Inmobiliaria Manso de Velasco S.A. (*) Matriz Común96.524.140-K Empresa Eléctrica Panguipulli S.A. Matriz Común96.524.140-K Empresa Eléctrica Panguipulli S.A. Matriz Común96.524.140-K Empresa Eléctrica Panguipulli S.A. Matriz Común96.524.140-K Empresa Eléctrica Panguipulli S.A. Matriz Común96.880.800-1 Empresa Eléctrica Puyehue S.A. Matriz Común96.880.800-1 Empresa Eléctrica Puyehue S.A. Matriz Común96.880.800-1 Empresa Eléctrica Puyehue S.A. Matriz Común96.880.800-1 Empresa Eléctrica Puyehue S.A. Matriz ComúnExtranjera Companhía Interconexao Energética S.A. Matriz Común


Descripción de la transacción PaísSaldo al

31-12-2015M$

31-12-2014 M$

31-12-2013M$

Venta de Energía Chile 337.882.270 262.011.113 182.946.267 Servicios Prestados Chile 30.650.096 17.612.598 1.558.697 Servicios Recibidos Chile - (82.255) (7.596)Peajes de Electricidad Chile (28.371.022) (11.335.478) (2.433.950)Peajes de Electricidad Chile 21.641 31.007 9.267 Servicios Prestados Chile - - 15 Servicios Prestados Chile 1.467.189 1.380.813 - Préstamos Chile (4.545.877) (14.263.659) (17.722.188)Servicios Recibidos Chile (6.283.408) (5.069.370) (1.093.820)Servicios Recibidos Argentina (1.281.486) (118.566) (35.012)Venta de Energía Argentina 15.903 17.099 20.319 Peajes de Electricidad Chile 1.907 3.369 1.696 Venta de Energía Colombia 69.490.689 106.451.872 155.432.080 Compra de Energía Colombia (838.185) (1.015.099) (25.482)Servicios Prestados Colombia 97.342 112.364 102.046 Servicios Recibidos Colombia (142.605) (147.705) (156.355)Préstamos Colombia (12.947) - - Peajes de Electricidad Colombia (24.597.268) (26.321.732) (24.036.652)Servicios Recibidos Argentina (525.165) (540.848) (586.483)Venta de Energía Perú 71.454.196 63.798.914 82.950.522 Peajes de Electricidad Perú 16.442.636 (141.495) (122.031)Servicios Prestados Perú - 11.966.790 141.190 Servicios Recibidos Perú (523.969) - - Consumo de Combustible España (15.030.911) (30.318.202) (47.540.061)Derivados de commodities España (2.144.063) (2.521.138) - Servicios Recibidos España (23.329) - - Servicios Prestados España - 17.157 - Venta de Energía Perú 320.120 67.108 856.559 Compra de Energía Perú (2.337.992) (2.879.068) (141.984)Servicios Prestados Perú 608.437 264.024 (726.425)Servicios Recibidos Perú (192) - 137.866 Préstamos Perú (27.502) - - Servicios Prestados Perú 151.907 3.126.444 1.826.218 Peajes de Electricidad Colombia (1.076.426) (1.055.225) (883.691)Venta de Energía Colombia 4.239.620 3.230.442 9.145.949 Venta de Energía Chile 3.260.734 2.671.120 2.808.698 Servicios Prestados Chile 650.390 956.854 835.543 Peajes de Electricidad Chile 151.088 47.263 - Peajes de Electricidad Argentina (811.173) (805.099) (1.036.437)Peajes de Gas Chile (3.296.956) (3.409.581) (2.734.877)Consumo de Combustible Chile (952.044) (434.289) (428.555)Consumo de Gas Chile (123.964.573) (114.115.041) (60.095.868)Préstamos Chile 81.749 58.169 40.124 Transporte de Gas Chile (52.195.582) (39.638.398) (34.796.720)Servicios Prestados Chile 54.377 56.042 769.402 Servicios Recibidos Chile (826.358) (954.995) (1.090.847)Servicios Prestados Chile 17.780 14.419 14.936 Servicios Prestados Chile - 5.526 2.939 Venta de Energía Chile 286.833 942.615 356.056 Compra de Energía Chile (5.713.909) (8.117.834) (6.119.652)Servicios Prestados Chile 2.292 6.433 - Peajes de Electricidad Chile (61.307) (152.045) 225.833 Venta de Energía Chile - 34.008 (65.184)Compra de Energía Chile - (3.805) - Servicios Prestados Chile - - (44.504)Peajes de Electricidad Chile - (12.399) 1.036.437 Peajes de Electricidad Brasil 811.173 805.099 -


R.U.T. Sociedad Naturaleza de la relación

Extranjera Enel Iberoamérica SRL Matriz76.652.400-1 Centrales Hidroeléctricas de Aysén S.A. Asociada76.652.400-1 Centrales Hidroeléctricas de Aysén S.A. Asociada77.017.930-0 Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda. Asociada76.014.570-K Gas Atacama Chile S.A. (**) Negocio Conjunto76.014.570-K Gas Atacama Chile S.A. (**) Negocio Conjunto76.014.570-K Gas Atacama Chile S.A. (**) Negocio Conjunto76.014.570-K Gas Atacama Chile S.A. (**) Negocio Conjunto76.014.570-K Gas Atacama Chile S.A. (**) Negocio ConjuntoExtranjera PH Chucas S.A. Matriz ComúnExtranjera Central Dock Sud S.A. Matriz ComúnExtranjera Endesa Energía S.A. Matriz ComúnExtranjera Endesa Energía S.A. Matriz Común76.126.507-5 Parque Eólico Talinay Oriente SA Matriz Común76.126.507-5 Parque Eólico Talinay Oriente SA Matriz ComúnExtranjera Enel Ingegneria & Ricerca Matriz Común96.764.840-k Construcciones y Proyectos Los Maitenes S.A. Matriz ComúnExtranjera Enel Trade S.p.A Matriz ComúnExtranjera Enel Trade S.p.A Matriz ComúnExtranjera Enel Trade S.p.A Matriz ComúnExtranjera Endesa España S.A. Matriz Común76.179.024-2 Parque Eólico Tal Tal S.A. Matriz Común76.179.024-2 Parque Eólico Tal Tal S.A. Matriz Común76.052.206-6 Parque Eólico Valle de los Vientos SA Matriz Común76.052.206-6 Parque Eólico Valle de los Vientos SA Matriz Común76.321.458-3 Almeyda Solar S.P.A Matriz Común76.321.458-3 Almeyda Solar S.P.A Matriz ComúnExtranjera Compania Energetica Veracruz S.A.C. Matriz ComúnExtranjera Enel Produzione S.p.A. Matriz ComúnExtranjera Enel Latinoamercia MatrizExtranjera Enel S.p.A MatrizExtranjera Enel S.p.A MatrizExtranjera INVERSIONES DISTRILIMA FilialTotal

(*) Con fecha 31 de diciembre de 2014 Inmobiliaria Manso de Velasco S.A. fue fusionada con ICT Servicios Informáticos Ltda. siendo esta última sociedad la continuadora legal con el nombre Servicios Informáticos e Inmobiliarios Ltda.(**) Ver Nota 2.4.1 y 6

Los traspasos de fondos de corto plazo entre empresas relacionadas, se estructuran bajo la modalidad de

cuenta corriente, estableciéndose para el saldo mensual una tasa de interés variable, de acuerdo a las

condiciones de mercado. Las cuentas por cobrar y pagar originadas por este concepto son esencialmente

a 30 días, renovables automáticamente por períodos iguales y se amortizan en función de la generación

de flujos.

10.2 Directorio y personal clave de la GerenciaEndesa Chile es administrada por un Directorio compuesto por nueve miembros, los cuales permanecen por

un período de tres años en sus funciones, pudiendo ser reelegidos.

El Directorio vigente al 31 de diciembre de 2015 fue elegido, en primera instancia, en la Junta Ordinaria

de Accionistas de fecha 27 de abril de 2015. En sesión de Directorio celebrada con esa misma fecha

fueron designados los actuales Presidente, Vicepresidente y Secretario del Directorio, y se realizó el

nombramiento de nuevos directores en reemplazo de aquellos que presentaron su renuncia durante el

período.


a) Cuentas por cobrar y pagar y otras transacciones

> Cuentas por cobrar y pagar

No existen saldos pendientes por cobrar y pagar entre la Sociedad y sus Directores y Gerencia del Grupo.

> Otras transacciones

No existen transacciones entre la Sociedad y sus Directores y Gerencia del Grupo.

b) Retribución del Directorio

En conformidad a lo establecido en el artículo 33 de la Ley N° 18.046 de Sociedades Anónimas, la remunera-

ción del Directorio es fijada anualmente en la Junta Ordinaria de Accionistas de Endesa Chile. Los beneficios

que a continuación se describen, en lo referente a su metodología de determinación, se establecieron en la

Junta Ordinaria de accionistas del año 2015.

De acuerdo a lo anterior dicha remuneración se descompone de la siguiente manera:

a. 174 Unidades de Fomento en carácter de retribución fija mensual a todo evento.

b. 84 Unidades de Fomento en carácter de dieta por asistencia a sesión.

Descripción de la transacción PaísSaldo al

31-12-2015M$

31-12-2014 M$

31-12-2013M$

Servicios Recibidos España (363.777) (722.172) (396.540)Préstamos Chile (9.322) - 46.444 Servicios Prestados Chile - 23.891 10.281 Peajes de Electricidad Chile (1.473.974) (1.378.743) (1.243.417)Compra de Energía Chile - (3.322.616) (9.295.172)Transporte de Gas Chile - (7.764.442) (20.937.075)Préstamos Chile - 229.609 489.864 Venta de Energía Chile - 1.858.318 95.845 Servicios Recibidos Chile - (5.487) (219.671)Servicios Prestados Costa Rica 1.188.564 - 236.173 Servicios Prestados Argentina 3.383 2.442 3.091 Venta de Gas España 14.604.841 - 21.397.171 Servicios Prestados España 226.509 - 51.722 Compra de Energía Chile (502.332) (5.141.673) (1.148.051)Venta de Energía Chile 153.158 - - Servicios Recibidos Italia (2.140.170) (437.196) (573.929)Servicios Prestados Chile - 9.305 - Derivados de commodities (*) Italia (833.366) - - Servicios Recibidos Italia (216.437) - - Servicios Prestados Italia - 3.222 - Servicios Recibidos España (74.767) - - Compra de Energía Chile (26.456.123) - - Venta de Energía Chile 217.448 - - Compra de Energía Chile (14.929.463) - - Venta de Energía Chile 670.035 - - Compra de Energía Chile (289.186) - - Venta de Energía Chile 87.080 - - Servicios Prestados Peru 1.058.037 - - Servicios Recibidos Italia (403.404) - - Servicios Recibidos España (89.075) - - Servicios Prestados Italia - - - Servicios Recibidos Italia (1.166.150) - - Préstamos Peru (1.747) - -

231.835.882 195.589.794 227.811.021


En ambos casos con un incremento de un 100% para el Presidente y de un 50% para el Vicepresidente.

En el evento que un Director de Endesa Chile tenga participación en más de un Directorio de filiales y/o

coligadas, nacionales o extranjeras, o se desempeñare como director o consejero de otras sociedades o

personas jurídicas nacionales o extranjeras en las cuales Endesa Chile ostentare directa o indirectamente,

alguna participación, sólo podrá recibir remuneración en uno de dichos Directorios o Consejos de Adminis-

tración.

Los ejecutivos de Endesa Chile y/o de sus filiales o coligadas, nacionales o extranjeras, no percibirán para sí

remuneraciones o dietas en el evento de desempeñarse como directores en cualquiera de las sociedades filia-

les, coligadas, o participadas en alguna forma, nacionales o extranjeras de Endesa Chile.


Cada miembro integrante del Comité de Directores percibe una dieta por asistencia a Sesión de 58 Unidades

de Fomento, como retribución fija mensual a todo evento, y de 28 Unidades de Fomento en carácter de dieta

por asistencia a sesión, sin límite de sesiones remuneradas.

En la Junta Ordinaria de Accionistas de Endesa Chile del año 2015 se aprobó modificar el acuerdo sobre remu-

neración del Comité de Directores adoptado en la Junta Ordinaria de Accionistas del año 2014, en el sentido

de eliminar el límite de 12 sesiones remuneradas al año, y de este modo pagarles a los integrantes de dicho

comité la remuneración mensual fijada de 58 unidades de fomento por cada una de las sesiones a la que hu-

bieran asistido en el precitado período por sobre el referido límite de las 12 sesiones.

Por la promulgación de la Ley N° 20.382 sobre perfeccionamiento de los Gobiernos Corporativos, se estableció

la fusión del Comité de Directores y el Comité de Auditoría.

A continuación se detallan las retribuciones percibidas por el Directorio al 31 de diciembre de 2015 y 2014:

Nombre Cargo

31-12-2015Período de desempeño

Directorio de Endesa

M$

Directorio de Filiales

M$


M$Enrico Viale (1) (8) Presidente 01/01/15 al 31/12/15 - - -Ignacio Mateo Montoya (2) (8) Vicepresidente 01/01/15 al 31/12/15 - - -Francesco Buresti (8) Director 01/01/15 al 31/12/15 - - -Felipe Lamarca Claro Director 01/01/15 al 31/12/15 91.432 - 32.038Enrique Cibié Bluth Director 01/01/15 al 31/12/15 91.432 - 32.038Susana Carey Claro (3) (6) Director 01/01/15 al 27/04/15 18.065 - 7.336Isabel Marshall Lagarrigue (4) Director 01/01/15 al 31/12/15 91.432 - -Vittorio Vagliasindi (5) (8) Director 01/01/15 al 31/12/15 - - -Alfredo Arahuetes García (6) Director 01/01/15 al 27/04/15 18.065 - -Jorge Atton Palma (7) Director 27/04/15 al 31/12/15 73.366 - 24.454Francesca Gostinelli (7) (8) Director 27/04/15 al 31/12/15 - - -TOTAL 383.792 - 95.866


Nombre Cargo

31-12-2014

Período de desempeño


M$


M$


M$Jorge Rosenblut Ratinoff Presidente 01/01/14 al 04/11/14 92.967 - -Paolo Bondi Vicepresidente 01/01/14 al 04/11/14 - - -Enrico Viale Presidente 04/11/14 al 31/12/14 - - -Ignacio Mateo Montoya Vicepresidente 04/11/14 al 31/12/14 - - -Francesco Buresti Director 01/01/14 al 31/12/14 - - -Vittorio Corbo Director 01/01/14 al 28/07/14 32.446 - -Jaime Bauzá Bauzá Director 01/01/14 al 04/11/14 42.235 - 14.624Felipe Lamarca Claro Director 01/01/14 al 31/12/14 54.383 - 17.321Alfredo Arahuetes Garcia Director 01/01/14 al 31/12/14 55.970 - -Enrique Cibié Bluth Director 01/01/14 al 31/12/14 55.970 - 17.321Susana Carey Claro Director 01/01/14 al 31/12/14 9.486 - 4.121Isabel Marshall Lagarrigue Director 01/01/14 al 31/12/14 9.486 - -Manuel Morán Casero Director 01/01/14 al 04/11/14 - - -Vittorio Vagliasindi Director 01/01/14 al 31/12/14 - - -

TOTAL 352.943 - 53.387

Nombre Cargo

31/12/13

Período de desempeño


M$


M$


M$Jorge Rosenblut Ratinoff Presidente 01/01/13 al 31/12/13 98.197 - -

Paolo Bondi Vicepresidente 01/01/13 al 31/12/13 - - -

Francesco Buresti Director 01/01/13 al 31/12/13 - - -

Vittorio Corbo Lioi Director 01/01/13 al 31/12/13 49.099 - -

Jaime Bauzá Bauzá Director 01/01/13 al 31/12/13 49.099 - 15.451

Felipe Lamarca Claro Director 01/01/13 al 31/12/13 49.099 - 15.451

Alfredo Arahuetes García Director 01/01/13 al 31/12/13 49.099 - -

Enrique Cibié Bluth Director 01/01/13 al 31/12/13 49.099 - 15.451

Manuel Morán Casero Director 01/01/13 al 31/12/13 - - -TOTAL 343.692 - 46.353

(1) El Sr. Enrico Viale asumió como Presidente el 4 de Noviembre 2014 en reemplazo de Jorge Rosenblut Ratinoff.(2) El Sr. Ignacio Mateo Montoya asumió como Vicepresidente el 4 de Noviembre 2014 en reemplazo de Paolo Bondi.(3) La Sra. Susana Carey Claro asumió como Director el 4 de Noviembre 2014 en reemplazo de Jaime Bauzá Bauzá.(4) La Sra. Isabel Marshall Lagarrigue asumió como Director el 4 de Noviembre 2014 en reemplazo de Vittorio Corbo.(5) El Sr. Vittorio Vagliasindi asumió como Director el 4 de Noviembre 2014 en reemplazo de Manuel Morán Casero.(6) La Sra. Susana Carey Claro y el Sr. Alfredo Arahuetes García, desempeñaron su cargo hasta el 27 de abril de 2015 como miem-

bros Directorio Endesa Chile.(7) La Sra. Francesca Gostinelli y el Sr. Jorge Atton Palma asumieron como miembros del Directorio Endesa Chile el 27 de Abril de

2015.(8) Los Señores Enrico Viale, Ignacio Mateo Montoya, Francesco Buresti, Vittorio Vagliasindi, Paolo Bondi, Manuel Morán Casero y

Francesca Gostinelli renunciaron a sus honorarios y dietas como miembros del Directorio de Endesa Chile.

c) Garantías constituidas por la Sociedad a favor de los Directores

No existen garantías constituidas a favor de los Directores.


10.3 Retribución del personal clave de la Gerencia de Endesa Chile.a) Remuneraciones recibidas por el personal clave de la Gerencia

RUTMiembros de la Alta Dirección

Nombre Cargo

24.789.926-K Valter Moro Gerente General

22.357.225-1 Ramiro Alfonsin Balza (1) Subgerente General y Gerente de Finanzas y Administración

12.403.710-7 Juan Fernando La Fuente Vila Gerente de Planificación y Control

24.332.937-K Federico Polemann Gerente de Recursos Humanos

7.776.718-5 Luis Ignacio Quiñones Sotomayor Fiscal

10.603.713-2 María Teresa González Ramírez Gerente de Relaciones Comunitarias y Comunicación

11.629.179-7 Humberto Espejo Paluz (2) Gerente de Trading y Comercialización

13.191.190-4 Claudio Helfmann Soto (3) Gerente de Desarrollo de Negocios

11.565.097-1 Bernardo Canales Fuenzalida (4) Gerente de Ingeniería y Construcción

(1) El 26 de febrero de 2015, el Sr. Ramiro Alfonsín Balza, quien a la fecha se desempeñaba como Subgerente General, asumió adi-cionalmente como Gerente de Finanzas y Administración en reemplazo del Sr. Fernando Gardeweg Ried, quien renunció a su cargo con la misma fecha.

(2) El Sr. Humberto Espejo Paluz asumió como Gerente de Trading y Comercialización el 26 de febrero de 2015, en reemplazo del Sr. José Venegas Maluenda, quien por mutuo acuerdo con la compañía renunció a la misma con fecha 31 de enero de 2015.

(3) El Sr. Claudio Helfmann Soto asumió como Gerente de Desarrollo de Negocios el 26 de febrero de 2015.(4) El Sr. Bernardo Canales Fuenzalida asumió como Gerente de Ingeniería y Construcción el 26 de febrero de 2015.(*) El Sr. Sebastián Fernández Cox quien ocupaba el cargo de Gerente de Planificación Energética, renunció a la compañía con fe-

cha 8 de enero de 2015.(*) El Sr. Fernando Prieto Plaza quien ocupaba el cargo de Gerente de Ingeniería, Proyectos, e I+D+ I Regional, por mutuo acuerdo

con la compañía renunció a la misma, con fecha 31 de enero de 2015.(*) El Sr. Paulo Jorge Domínguez Dos Santos quien ocupaba el cargo de Gerente Regional de Producción Eléctrica, renunció a su

cargo con fecha 26 de febrero de 2015.

Planes de incentivo a los principales ejecutivos y gerentes

Endesa Chile tiene para sus ejecutivos un plan de bonos anuales por cumplimiento de objetivos y nivel de

aportación individual a los resultados de la compañía. Este plan incluye una definición de rango de bonos según

el nivel jerárquico de los ejecutivos. Los bonos que eventualmente se entregan a los ejecutivos consisten en

un determinado número de remuneraciones brutas mensuales.

Las remuneraciones devengadas por el personal clave de la Gerencia ascienden a:

Saldo al31-12-2015

M$31-12-2014

M$Remuneración 1.581.984 2.144.848 Beneficios a corto plazo para los empleados 460.027 730.281 Otros beneficios a largo plazo 695.840 519.990 TOTAL 2.737.851 3.395.119

b) Garantías constituidas por la Sociedad a favor de la Gerencia de Endesa Chile

No existen garantías constituidas por la Sociedad a favor de la Gerencia de Endesa Chile.

10.4 Planes de retribución vinculados a la cotización de la acción.No existen planes de retribuciones a la cotización de la acción al Directorio.


Nota 11InventariosLa composición de este rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es la siguiente:

Clases de InventariosSaldo al

31-12-2015M$

31-12-2014M$

Suministros para la producción 17.838.254 36.493.097 - Gas 3.882.410 1.407.285 - Petróleo 3.183.800 13.587.203 - Carbón 10.772.044 21.498.609 Repuestos 18.917.155 29.278.024 Total 36.755.409 65.771.121

No existen Inventarios Pignorados como Garantía de Cumplimiento de Deudas.

Al 31 de diciembre de 2015, las materias primas e insumos reconocidos como consumo de combustible ascienden a

M$ 327.502.996 (M$ 305.479.173 y M$ 211.612.174 al 31 de diciembre de 2014 y 2013, respectivamente).

Ver Nota 26.

Al 31 de diciembre de 2015 y 2014 no se ha reconocido deterioro en los inventarios.

Nota 12Activos y Pasivos por Impuestos CorrientesLa composición de las cuentas por cobrar por impuestos corrientes al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es la siguiente:

Saldo al

31-12-2015M$

31-12-2014M$

Pagos provisionales mensuales 12.656.076 13.423.607

Tax Credit - 21.113.943

Crédito por utilidades absorbidas 9.597 11.110.824

Créditos por gastos de capacitación 22.000 218.000

Ganancia minima presunta (Argentina) 1.095 -

Otros 2.168.694 1.424.201

Total 14.857.462 47.290.575

La composición de las cuentas por pagar por impuestos corrientes al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es la siguiente:

Saldo al

31-12-2015M$

31-12-2014M$

Impuesto a la Renta 14.484.736 94.391.510

Otros - 824

Total 14.484.736 94.392.334


Nota 13Inversiones Contabilizadas por el Método de la Participación13.1 Inversiones contabilizadas por el método de participacióna) A continuación se presenta un detalle de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos contabilizadas por el método

de participación y los movimientos en las mismas al 31 de diciembre de 2015 y 2014:

Movimientos en Inversiones en Asociadas

RelaciónPaís de origen

Moneda FuncionalPorcentaje de participación

Saldo al 01-01-2015

M$

Adiciones

M$

Electrogas S.A. Asociada Chile Dólar estadounidense 42,5000% 10.777.659 -GNL Quinteros S.A. Asociada Chile Dólar estadounidense 20,0000% 15.198.935 -GNL Chile S.A. Asociada Chile Dólar estadounidense 33,3300% 1.818.168 -Centrales Hidroeléctricas de Aysén S.A. (2) Negocio Conjunto Chile Peso chileno 51,0000% 6.144.556 2.550.000Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda. Negocio Conjunto Chile Peso chileno 50,0000% 6.426.004 -Enel Brasil S.A.(3) Asociada Brasil Real brasileño 38,6367% 538.876.930 -Endesa Cemsa S.A. Asociada Argentina Peso argentino 45,0000% 1.979.132 -Distrilec Inversora S.A. (4) y (5) Asociada Argentina Peso argentino 0,8875% - -Central Termica Manuel Belgrano Asociada Argentina Peso argentino 24,1760% - 8.623Central Termica San Martin Asociada Argentina Peso argentino 24,1760% - 8.623Central Vuelta Obligada S.A. Asociada Argentina Peso argentino 34,5000% - 12.213Totales 581.221.384 2.579.459

Movimientos en Inversiones en Asociadas

RelaciónPaís de origen

Moneda FuncionalPorcentaje de participación

Saldo al 01-01-2014

M$

Adiciones

M$

Electrogas S.A. Asociada Chile Dólar estadounidense 42,5000% 9.682.324 -GNL Quintero S.A. Asociada Chile Dólar estadounidense 20,0000% 4.797.508 -GNL Chile S.A. Asociada Chile Dólar estadounidense 33,3300% 559.615 -Inversiones GasAtacama Holding Ltda. (1) Negocio Conjunto Chile Dólar estadounidense 50,0000% 123.627.967 -Centrales Hidroeléctricas de Aysén S.A. (2) Negocio Conjunto Chile Peso chileno 51,0000% 69.684.864 3.315.000Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda. Negocio Conjunto Chile Peso chileno 50,0000% 6.073.897 -Enel Brasil S.A. (3) Asociada Brasil Real brasileño 38,6367% 543.713.349 -Endesa Cemsa S.A. Asociada Argentina Peso argentino 45,0000% 2.400.103 -Distrilec Inversora S.A. (4) y (5) Asociada Argentina Peso argentino 0,8875% 141.706 -Totales 760.681.333 3.315.000

(1) En abril de 2014 la Compañía Inversiones GasAtacama Holding Ltda. comienza a consolidarse por el método de integración global (ver Notas 2.4.1, y 6).

(2) La pérdida reconocida durante 2014, incluye una provisión por deterioro por M$ 69.066.857 como consecuencia de la incertidumbre sobre la recuperabilidad de esta inversión. (Ver nota 34.5).

(3) Cambio de denominación social a contar del 12 de diciembre de 2014 de Endesa Brasil S.A a Enel Brasil S.A.(4) Los saldos correspondientes a la provisión por patrimonios negativos se presentan en el rubro Otros pasivos no financieros no corrientes.(5) La influencia significativa se ejerce producto que Enersis, matriz de Endesa Chile, posee el 51,5% de participación sobre Distrilec.(*) La participación en las ganancias (pérdidas) correspondientes a las operaciones continuadas de Endesa Chile ascendió a M$ 8.905.045, M$

54.413.310 y M$24.309.345 al 31 de diciembre 2015, 214 y 2013 respectivamente.

b) Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, no ocurrieron movimientos significativos de participaciones en nuestras asociadas.


Participaciónen Ganancia

(Pérdida) M$ (*)

Dividendos Declarados

M$

Diferencia de

ConversiónM$

Otros Resultados Integrales

M$

Otro Incremento

(Decremento)M$

Saldo al 31-12-2015

M$

Provisión Patrimonio

NegativoM$

Traspaso a activos

mantenidos para distribuir

a los propietarios

M$

Saldo al 31-12-2015

M$

5.121.427 (4.398.423) 1.120.074 (577.863) - 12.042.874 - - 12.042.8744.534.344 (4.449.179) 1.852.923 - 17.137.023 - - 17.137.023

495.389 - 348.472 - - 2.662.029 - - 2.662.029(2.414.264) - - - - 6.280.292 - - 6.280.292

1.168.149 - - - - 7.594.153 - - 7.594.15336.473.505 (16.467.640) (112.807.060) (1.893.133) - 444.182.602 - (444.182.602) -

(820.910) - (281.870) - - 876.352 - (876.352) -497.609 - (36.875) (4.306) - 456.428 (315.634) (140.794) -

1.336.702 (585.303) (171.618) - - 588.404 - (588.404) -1.192.755 (502.124) (157.897) - - 541.357 - (541.357) -

- - (2.758) - - 9.455 - (9.455) -47.584.706 (26.402.669) (110.136.609) (2.475.302) - 492.370.969 (315.634) (446.338.964) 45.716.371

Participaciónen Ganancia

(Pérdida) M$ (**)

Dividendos Declarados

M$

Diferencia de Conversión

M$

Otros Resultados Integrales

M$

Otro Incremento

(Decremento)M$

Saldo al 31-12-2014

M$

Provisión Patrimonio

NegativoM$

Traspaso a activos


a los propietarios

M$

Saldo al 31-12-2014

M$

4.566.154 (4.239.280) 847.016 31.475 (110.030) 10.777.659 - - 10.777.6595.808.748 (6.897.599) 311.747 13.445.396 (2.266.865) 15.198.935 - - 15.198.9351.099.143 - 159.410 - - 1.818.168 - - 1.818.1683.053.468 - 8.919.247 - (135.600.682) - - - -

(69.525.875) - - - 2.670.567 6.144.556 - - 6.144.556585.051 - - - (232.944) 6.426.004 - - 6.426.004

62.181.302 (75.642.378) 10.619.850 (1.995.193) - 538.876.930 - - 538.876.930(153.554) - (267.417) - - 1.979.132 - - 1.979.132(429.336) - (24.724) (3.280) - (315.634) 315.634 - -7.185.101 (86.779.257) 20.565.129 11.478.398 (135.539.954) 580.905.750 315.634 - 581.221.384


13.2 Información financiera adicional de las inversiones en asociadas.

A continuación se detalla información financiera al 31 de diciembre de 2015 y 2014 de los estados financieros de las princi-

pales sociedades en la que Endesa Chile ejerce una influencia significativa:

Inversiones con influencia significativa% Participación

Activo corrienteM$

Activo no corrienteM$

Pasivo corrienteM$

GNL Quintero S.A. 20,00% 154.169.202 679.246.875 22.104.679 Electrogas S.A. 42,50% 9.800.478 46.815.192 12.191.561 GNL Chile S.A. 33,33% 73.289.529 19.843.392 59.207.958 Endesa Cemsa S.A. 45,00% 22.954.619 91.195 21.098.368 Enel Brasil S.A. 38,64% 796.102.019 1.994.170.371 653.756.271 Distrilec Inversora S.A. 0,89% 587.602 - 648.086

Inversiones con influencia significativa % Participación

Activo corrienteM$

Activo no corrienteM$

Pasivo corrienteM$

GNL Quintero S.A. 20,00% 98.325.654 597.812.711 20.036.542 Electrogas S.A. 42,50% 6.085.889 43.289.210 10.076.915 GNL Chile S.A. 33,33% 73.425.419 81.983 64.329.604 Endesa Cemsa S.A. 45,00% 28.225.495 873.712 24.701.137 Enel Brasil S.A. 38,64% 754.829.591 2.402.919.071 481.334.130 Distrilec Inversora S.A. 0,89% 759.186 - 823.444

Nuestras asociadas no tienen precios de cotización públicos.

En el Anexo N° 3 de estas notas consolidadas se describe la principal actividad de nuestras sociedades asociadas, así como

también el porcentaje de participación.

13.3 Información financiera adicional de las inversiones en negocios conjuntos.A continuación se incluye información al 31 de diciembre de 2015 y 2014 de los Estados Financieros de las principales socie-

dades en las que Endesa Chile posee negocio conjunto:

% Participación

Centrales Hidroeléctricas de Aysén S.A. Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda.51,0%

31-12-2015 M$

51,0%31-12-2014

M$

50,0%31-12-2015

M$

50,0%31-12-2014

M$Total de Activos corrientes 502.938 485.966 4.870.520 4.426.445Total de Activos no corrientes 15.159.321 15.026.706 12.228.334 11.420.593Total de Pasivos corrientes 3.290.947 3.419.214 463.983 1.159.095Total de Pasivos no corrientes 56.685 45.348 1.674.416 1.835.937Efectivo y equivalentes al efectivo 428.440 319.670 4.457.803 3.930.814Ingresos de actividades ordinarias - - 2.099.517 2.672.950Gasto por depreciación y amortización - (52.978) (529.169) (738.927)Pérdidas por deterioro de valor - (131.894.113) - - Ingresos procedentes de intereses 20.009 479.518 1.652.413 88.597Gasto por impuestos a las ganancias (8.586) - (496.978) (205.839)Ganancia (pérdida) (4.733.482) (136.325.281) 2.108.449 1.170.102Resultado integral (4.733.482) (136.325.281) 2.108.449 1.170.102


31 de diciembre de 2015Pasivo no corriente

M$Ingresos ordinarios

M$Gastos ordinarios

M$Ganancia (Pérdida)

M$Otro resultado integral

M$Resultado integral

M$ 725.626.283 130.540.774 (107.869.054) 22.671.720 9.264.617 31.936.337

16.087.931 23.546.048 (10.624.229) 12.921.819 1.275.795 14.197.614 25.938.077 655.759.390 (654.273.074) 1.486.316 1.045.519 2.531.835

- 2.269.586 (4.093.829) (1.824.243) (626.380) (2.450.623) 725.006.818 2.016.488.835 (1.898.139.782) 118.349.053 (370.529.946) (252.180.893)

51.369.880 56.070.768 - 56.070.768 (9.439.319) 46.631.449

31 de diciembre de 2014

Pasivo no corrienteM$

Ingresos ordinariosM$

Gastos ordinariosM$

Ganancia (Pérdida)M$

Otro resultado integralM$

Resultado integralM$

600.107.009 117.435.890 (88.392.142) 29.043.748 68.785.714 97.829.462 13.938.983 19.635.597 (8.891.705) 10.743.892 2.067.038 12.810.930 3.723.224 732.138.386 (728.840.589) 3.297.797 478.277 3.776.074

- 1.280.939 (1.622.171) (341.232) (594.259) (935.491) 959.822.163 2.269.559.959 (2.058.056.356) 211.503.603 23.085.739 234.589.342

35.501.499 - (48.377.741) (48.377.741) - (48.377.741)


Información Adicional relativa a operaciones Discontinuadas.

i) Ampla y Coelce (filiales de nuestra asociada Enel Brasil S.A.)

Con fecha 11 de septiembre de 2012, el Gobierno de Brasil emitió la Ley provisional N° 579. Esta Ley provisio-

nal, que pasó a ser definitiva el 13 de enero de 2013, afecta directamente a las compañías concesionarias de

generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, incluyendo entre otras a Ampla y Coelce (filiales de

nuestra asociada Enel Brasil S.A.. Esta nueva legislación establece, entre otros aspectos, que el Gobierno, en

su calidad de concedente, utilizará el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) para efectuar el pago que le correspon-

de a las empresas concesionarias, como concepto de indemnización, por aquellos activos que no hayan sido

amortizados al final del período de concesión.

Este nuevo antecedente originó una modificación en la forma en que se venían valorizando y clasificando los

montos que las filiales de nuestra asociada prevén recuperar, como concepto de indemnización, cuando el

período de concesión finalice. Anteriormente, siguiendo un enfoque basado en el costo histórico de las inver-

siones, estos derechos se registraban como una cuenta por cobrar, pasando ahora a valorizarse en función de

VNR y clasificándose estos derechos como inversiones financieras disponibles para la venta. Considerando lo

anterior, se efectuó una nueva estimación de los montos que Ampla y Coelce esperan recibir al final del perío-

do de concesión, originándose el registro al 31 de diciembre de 2015 de un mayor activo e ingresos financieros

por un monto de M$ 61.136.882, que nivel de Endesa Chile implicaron un reconocimiento de resultados por

M$ 13.848.637; al 31 de diciembre de 2014 de un menor activo y gastos financieros por un monto de M$

68.728.638, que nivel de Endesa Chile implicaron un reconocimiento de resultados por (M$ 13.099.670). Los

resultados que Endesa Chile reconoce por su participación en Enel Brasil se presentan como ganancias (pérdi-

das) procedentes de operaciones discontinuadas (Ver nota 4.1).

Restricciones a la disposición de fondos de asociadas

Enel Brasil debe cumplir con ciertos ratios financieros o covenants, los cuales requieren poseer un nivel míni-

mo de patrimonio, que restringen la transferencia de activos hacia sus propietarios. Al 31 de diciembre de 2015,

la participación de la compañía en los activos netos restringidos de Enel Brasil asciende a M$ 100.594.399.

Al 31 de diciembre de 2015, la inversión de Endesa Chile en Enel Brasil ha sido clasificada como activos o gru-

po de activos mantenidos para distribuir propietarios.(Ver Nota 4.1)

13.4 Compromisos y Contingencias.Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, no existen compromisos y contingencias significativas en compañías aso-

ciadas y negocio conjunto.


Nota 14Activos Intangibles distintos de la Plusvalía

A continuación se presentan los saldos del rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014:

Activos Intangibles Neto31-12-2015

M$31-12-2014

M$Activos Intangibles Identificables, Neto 20.905.426 52.451.833Costos de Desarrollo - 5.666.572Servidumbres y Derechos de Agua 8.052.525 31.781.522Patentes, Marcas Registradas y otros Derechos - 1.514.216Programas Informáticos 12.373.049 12.995.648Otros Activos Intangibles Identificables 479.852 493.875

Activos Intangibles Bruto31-12-2015

M$31-12-2014

M$Activos Intangibles Identificables, Bruto 34.329.497 81.236.477Costos de Desarrollo - 8.192.203Servidumbres y Derechos de Agua 8.634.831 38.543.363Patentes, Marcas Registradas y otros Derechos - 2.662.312Programas Informáticos 25.214.814 25.534.402Otros Activos Intangibles Identificables 479.852 6.304.197

Amortización Acumulada y Deterioro del Valor31-12-2015

M$31-12-2014

M$Amortización Acumulada y Deterioro del Valor (13.424.071) (28.784.644)Costos de Desarrollo - (2.525.631)Servidumbres y Derechos de Agua (582.306) (6.761.841)Patentes, Marcas Registradas y otros Derechos - (1.148.096)Programas Informáticos (12.841.765) (12.538.754)Otros Activos Intangibles Identificables - (5.810.322)


La composición y movimientos del activo intangible durante los ejercicios 2015 y 2014 han sido los siguientes:

Año 2015

Movimientos en Activos IntangiblesCostos de Desarrollo

M$

Servidumbres y Derechos de Agua

M$

ConcesionesM$

Saldo inicial al 1 de enero de 2015 5.666.572 31.781.522 - Movimientos en activos intangibles identificables Incrementos distintos de los procedentes de combinaciones de negocios 4.181.283 209.063 - Incremento (disminución) por diferencias de cambio netas (747.993) (1.533.670) - Amortización - (872.437) - Incrementos (disminuciones) por transferencias y otros cambios (2.398.107) 275.065 -

Incrementos (disminuciones) por transferencias 2 275.419 - Incrementos (disminuciones) por otros cambios (2.398.109) (354) -

Disposiciones y retiros de servicio (949.049) (80.000) -

Retiros de servicio (949.049) - - Disposiciones - (80.000) -

Disminuciones por clasificar como mantenidos para distribuir a los propietarios (5.752.706) (21.727.018) -

Total movimientos en activos intangibles identificables (5.666.572) (23.728.997) - Saldo Final Activos Intangibles al 31-12-2015 - 8.052.525 -

Las adiciones de activos intangibles relacionados con las operaciones continuadas de Endesa Chile ascendieron a

M$ 3.025.400 durante 2015. Por otra parte, la amortización de activos intangibles relacionados con las operaciones continua-

das ascendió a M$ 1.498.864, 2.990.986 y 2.580.352 por los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013.

(Ver nota 4.1 y 28).

Año 2014

Movimientos en Activos IntangiblesCostos de Desarrollo

M$

Servidumbres y Derechos de Agua

M$

ConcesionesM$

Saldo Inicial al 1 de enero de 2014 7.365.667 28.962.374 7.247.556 Movimientos en activos intangibles identificables Incrementos distintos de los procedentes de combinaciones de negocios 1.990.879 1.778.162 - Incremento (disminución) por diferencias de cambio netas (311.518) (431.185) (3.305)Amortización (2.734.208) (1.272.127) (2.564.216)Incrementos (disminuciones) por transferencias y otros cambios (530.532) 2.744.298 (275.420)

Incrementos (disminuciones) por transferencias - (557.131) - Incrementos (disminuciones) por otros cambios (530.532) 3.301.429 (275.420)

Disposiciones y retiros de servicio (113.716) - -

Retiros de servicio (113.716) - - Disposiciones - - -

Disminuciones por clasificar como mantenidos para la venta - - (4.404.615)Total movimientos en activos intangibles identificables (1.699.095) 2.819.148 (7.247.556)Saldo Final activos intangibles al 31-12-2014 5.666.572 31.781.522 -

De acuerdo con las estimaciones y proyecciones de las que disponen la Gerencia del Grupo, las proyecciones de los flujos

de caja atribuibles a los activos intangibles permiten recuperar el valor neto de estos activos registrados al 31 de diciembre

de 2015 (ver Nota 3.d).

Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, la sociedad no posee activos intangibles de vida útil indefinida que representen montos

significativos.


Patentes, Marcas Registradas y Otros

Derechos M$

Programas Informáticos

M$

Otros Activos Intangibles Identificables, Neto

M$

Activos Intangibles, Neto

M$

1.514.216 12.995.648 493.875 52.451.833

213.815 3.739.977 - 8.344.138 (166.947) (76.106) 18.464 (2.506.252)(530.306) (1.994.281) (20.145) (3.417.169)

5.439 224.384 79.875 (1.813.344)5.439 (5.439) (275.421) -

- 229.823 355.296 (1.813.344) - (41.042) - (1.070.091)- (41.042) - (990.091)- - - (80.000)

(1.036.217) (2.475.531) (92.217) (31.083.689)

(1.514.216) (622.599) (14.023) (31.546.407)- 12.373.049 479.852 20.905.426

Patentes, Marcas Registradas y Otros Derechos

M$

Programas Informáticos

M$

Otros Activos Intangibles Identificables, Neto

M$

Activos Intangibles, Neto

M$

1.824.734 7.876.555 2.771.659 56.048.545

280.380 5.355.491 - 9.404.912 (91.295) (11.790) 125.942 (723.151)

(613.665) (850.304) (7.207) (8.041.727)(5.381) 628.545 (2.396.519) 164.991 (5.381) 562.512 - -

- 66.033 (2.396.519) 164.991

119.443 (2.849) - 2.878 - (2.849) - (116.565)

119.443 - - 119.443 - - - (4.404.615)

(310.518) 5.119.093 (2.277.784) (3.596.712)1.514.216 12.995.648 493.875 52.451.833


Nota 15PlusvalíaA continuación se presenta el detalle de la plusvalía (fondo de comercio) por las distintas Unidades Generadoras de Efectivo

o grupos de éstas a las que está asignado y el movimiento de los ejercicios 2015 y 2014:

CompañíaUnidad Generadora de Efectivo

Saldo Inicial 01-01-2015

M$

Incrementos por

combinación de negocios

M$

Diferencias de Conversión de

Moneda Extranjera

M$

Traspaso a activos


a los propietarios

M$

Saldo Final 31-12-2015

M$

Inversiones GasAtacama Holding Ltda.

Inversiones Gasatacama Holding Ltda. 20.204.251 - - - 20.204.251

Cía. Eléctrica Tarapacá S.A. Generación Chile - SING 4.656.105 - - - 4.656.105 Edegel S.A.A. Edegel S.A.A. 88.241.040 - 2.351.245 (90.592.285) - Emgesa S.A.E.S.P. Emgesa S.A.E.S.P. 4.886.064 - (600.606) (4.285.458) -

Hidroeléctrica El Chocón S.A. Hidroeléctrica El Chocón S.A. 7.622.438 - (1.799.525) (5.822.913) -

Total 125.609.898 - (48.886) (100.700.656) 24.860.356

CompañíaUnidad Generadora de Efectivo

Saldo Inicial 01-01-2014

M$

Incrementos por

combinación de negocios

M$

Diferencias de Conversión de

Moneda Extranjera

M$

Traspaso a activos


a los propietarios

M$

Saldo Final 31-12-2014

M$

Inversiones GasAtacama Holding Ltda. (*)

Inversiones Gasatacama Holding Ltda. - 18.737.737 1.466.514 - 20.204.251

Cía. Eléctrica Tarapacá S.A. Generación Chile - SING 4.656.105 - - - 4.656.105 Edegel S.A.A. Edegel S.A.A. 81.661.135 - 6.579.905 - 88.241.040 Emgesa S.A.E.S.P. Emgesa S.A.E.S.P. 5.213.756 - (327.692) - 4.886.064

Hidroeléctrica El Chocón S.A. Hidroeléctrica El Chocón S.A. 8.565.202 - (942.764) - 7.622.438

Total 100.096.198 18.737.737 6.775.963 - 125.609.898

(*) Ver Nota 6 d) y Anexo I.

El origen de las plusvalías se explica a continuación:


1. Empresa Eléctrica Pangue S.A.

Con fecha 12 de julio de 2002, Endesa Chile adquirió el 2,51% de acciones de Empresa Eléctrica Pangue S.A.

haciendo efectiva la opción de venta que tenía el socio minoritario Internacional Finance Corporation (IFC).

Con fecha 2 de mayo de 2012 Empresa Eléctrica Pangue S.A. fue fusionada con Compañía Eléctrica San

Isidro S.A., siendo esta última sociedad la continuadora legal.

2. Inversiones GasAtacama Holding Limitada.

Con fecha 22 de abril de 2014, Endesa Chile adquirió el 50% de los derechos sociales de Inversiones

GasAtacama Holding Limitada, que Southern Cross Latin America Private Equity Fund III L.P. poseía a

dicha fecha, (ver Nota 2.4.1, 6.d y 15).


3. Compañía Eléctrica San Isidro S.A.

Con fecha 11 de agosto de 2005, Endesa Chile compró los derechos sociales de la sociedad Inversiones

Lo Venecia Ltda., quién poseía como único activo un 25% de la sociedad San Isidro S.A.

Con fecha 1 de septiembre de 2013 Compañía Eléctrica San Isidro S.A. fue fusionada con Endesa Eco

S.A., siendo esta última sociedad la continuadora legal.

Con fecha 1 de noviembre de 2013 Endesa Eco S.A. fue fusionada con Compañía Eléctrica Tarapacá

S.A., siendo esta última sociedad la continuadora legal.


1. Hidroeléctrica El Chocón S.A.

Con fecha 31 de agosto del año 1993, Endesa Chile se adjudicó el 59% de la propiedad de Hidroeléctri-

ca El Chocón en licitación pública internacional convocada por el Gobierno Argentino.

2. Edegel S.A.A.

Con fecha 09 de octubre de 2009, en operación bursátil realizada en la Bolsa de Valores de Lima (Perú),

Endesa Chile adquirió un 29,3974% de participación adicional del capital social de Edegel S.A.

3. Emgesa S.A.E.S.P.

Con fecha 23 de octubre del año 1997 Endesa Chile adquirió en conjunto con Endesa España el 48,5%

de la Empresa colombiana Generadora de Electricidad Emgesa de Santa Fé de Bogotá en Colombia. La

compra se hizo en una licitación pública internacional convocada por el Gobierno Colombiano.

De acuerdo con las estimaciones y proyecciones de las que dispone la Gerencia de Endesa Chile, las proyec-

ciones de los flujos de caja atribuibles a las Unidades Generadoras de Efectivo o grupos de ellas a las que se

encuentran asignados las distintas plusvalías permiten recuperar su valor al 31 de diciembre de 2015 y 2014

(ver Nota 3.b).


Nota 16Propiedades, planta y equipoa) A continuación se presentan los saldos del rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014:

Clases de Propiedades, Planta y Equipo, Neto31-12-2015

M$ 31-12-2014

M$ Propiedades, Planta y Equipo, Neto 2.729.717.092 5.230.428.848Construcción en Curso 511.700.683 1.187.912.827Terrenos 51.375.538 59.924.326Edificios 10.394.207 22.025.921Planta y Equipo 2.109.572.014 3.868.224.748Instalaciones Fijas y Accesorios 26.457.203 35.627.709Arrendamientos Financieros 20.217.447 56.713.317

Clases de Propiedades, Planta y Equipo, Bruto31-12-2015

M$ 31-12-2014

M$Propiedades, Planta y Equipo, Bruto 5.153.576.797 8.969.956.729Construcción en Curso 511.700.683 1.187.912.827Terrenos 51.375.538 59.924.326Edificios 22.542.374 42.788.328Planta y Equipo 4.452.010.828 7.514.750.306Instalaciones Fijas y Accesorios 87.187.343 84.793.177Arrendamientos Financieros 28.760.031 79.787.765

b) A continuación se presenta el detalle de Propiedades, Plantas y Equipos para los ejercicios 2015 y 2014:

Movimiento año 2015Construcción en Curso

M$

Saldo inicial al 1 de enero de 2015 1.187.912.827

Movimientos

Incrementos distintos de los procedentes de combinaciones de negocios 564.234.389 Adquisiciones realizadas mediante combinaciones de negocios - Incremento (disminución) por diferencias de cambio netas (62.471.079)Depreciación (*) - Pérdidas por deterioro de valor reconocidas en el resultado del ejercicio (*) (2.522.445)Incrementos (disminuciones) por transferencias y otros cambios (1.026.969.936)

Incrementos (disminuciones) por transferencias (1.030.758.049)Incrementos (disminuciones) por transferencias desde construcciones en proceso (1.030.758.049)

Incrementos (disminuciones) por otros cambios 3.788.113 Disposiciones y retiros de servicio (3.021.358)

Disposiciones - Retiros (3.021.358)

Disposiciones y retiros de servicio (145.461.715)Disminuciones por clasificar como mantenidos para distribuir a los propietarios (145.461.715)Otros incrementos (disminución) - Total movimientos (676.212.144)

Saldo final al 31 de diciembre de 2015 511.700.683

(*) Ver Nota 28


Clases de Depreciación Acumulada y Deterioro del Valor, Propiedades, Planta y Equipo31-12-2015

M$ 31-12-2014

M$ Total Depreciación Acumulada y Deterioro de Valor Propiedades, Planta y Equipo (2.423.859.705) (3.739.527.881)Edificios (12.148.167) (20.762.407)Planta y Equipo (2.342.438.814) (3.646.525.558)Instalaciones Fijas y Accesorios (60.730.140) (49.165.468)Arrendamientos Financieros (8.542.584) (23.074.448)

TerrenosM$

Edificios, NetoM$

Planta y Equipos, Neto

M$

Instalaciones Fijas y Accesorios, Neto

M$

Otras Propiedades, Planta y Equipo en Arrendamientos

Financieros, NetoM$

Propiedades, Planta y Equipo, Neto

M$

59.924.326 22.025.921 3.868.224.748 35.627.709 56.713.317 5.230.428.848 50.874.933 126.085 139.715 275.145 168.589 615.818.856

- - - - - - (5.108.866) (1.757.484) (183.492.582) (1.359.443) 901.095 (253.288.359)

- (1.750.734) (218.184.844) (5.997.874) (3.890.602) (229.824.054)- - 12.655.609 - - 10.133.164

14.273.553 5.680.711 1.025.604.765 5.980.519 (712.122) 23.857.490 3.985.957 341.572 1.026.911.028 3.436.292 (3.916.800) - 3.985.957 341.572 1.026.911.028 3.436.292 (3.916.800) - 10.287.596 5.339.139 (1.306.263) 2.544.227 3.204.678 23.857.490

- (679) (701.220) (83.732) (11.051) (3.818.040)- - (10.367) (66.114) (11.051) (76.481)- (679) (690.853) (17.618) - (3.730.508)

(68.588.408) (13.929.613) (2.394.674.177) (7.985.121) (32.951.779) (2.663.590.813)(68.588.408) (13.929.613) (2.394.674.177) (7.985.121) (32.951.779) (2.663.590.813)

- - - - - - (8.548.788) (11.631.714) (1.758.652.734) (9.170.506) (36.495.870) (2.500.711.756)51.375.538 10.394.207 2.109.572.014 26.457.203 20.217.447 2.729.717.092


Las adiciones de propiedad, planta y equipo relacionados con las operaciones continuadas de Endesa Chile ascendieron a

M$ 204.350.080 durante 2015. Por otra parte, la depreciación de propiedad, planta y equipo relacionados con las operaciones

continuadas ascendió a M$ 123.336.694, 98.813.923 y 90.060.652 por los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2015,

2014 y 2013. (Ver nota 4.1 y 28).

Movimiento año 2014Construcción en Curso

M$

Saldo Inicial al 1 de enero de 2014 870.787.402

Movimientos

Incrementos distintos de los procedentes de combinaciones de negocios 601.694.765

Adquisiciones realizadas mediante combinaciones de negocios 10.802.165

Incremento (disminución) por diferencias de cambio netas (49.116.078)

Depreciación(**) -

Pérdidas por deterioro de valor reconocidas en el resultado del ejercicio -

Incrementos (disminuciones) por transferencias y otros cambios (246.310.557)

Incrementos (disminuciones) por transferencias (246.310.557)

Incrementos (disminuciones) por transferencias desde construcciones en proceso (246.310.557)

Incrementos (disminuciones) por otros cambios -

Disposiciones y retiros de servicio -

Disposiciones -

Retiros -

Disposiciones y retiros de servicio

Disminuciones por clasificar como mantenidos para la venta -

Otros incrementos (disminución) 55.130

Total movimientos 317.125.425

Saldo final al 31 de diciembre de 2014 1.187.912.827

(**) Ver Nota 6.c.

c) Principales inversiones

c.1) Operaciones Continuadas:

Las inversiones materiales en generación del negocio eléctrico en Chile incluyen los avances en el programa de nueva capa-

cidad. En este sentido se destaca los avances en la construcción de la Central Hidroeléctrica Los Cóndores, que utilizará los

recursos de la Laguna del Maule y que contará con una capacidad instalada de aproximadamente de 150 MW. Las adiciones

relacionadas con este proyecto alcanzaron a M$ 111.059.753 al 31 de diciembre de 2015 (M$ 61.514.232 al 31 de diciembre

2014).

c.2) Operaciones Discontinuadas:

Las inversiones materiales en generación del negocio eléctrico incluyen los avances en el programa de nueva capacidad. En

ella se destaca los avances en la construcción de la Central Hidráulica de El Quimbo en Colombia de 400 MW de potencia

instalada (ya finalizada), con una generación media anual de alrededor de 2.216 GWh., que implica adiciones al 31 de diciem-

bre de 2015 por M$ 287.285.701 (M$ 175.419.903 al 31 de diciembre de 2014).

d) Costos capitalizados

d.1) Gastos financieros capitalizados:

El costo capitalizado por concepto de gastos financieros ascendió a M$ 42.484.720, M$ 41.829.814 y M$ 24.518.935, duran-

te los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, respectivamente. La tasa media de financiamientos

depende principalmente del área geográfica y varió en un rango comprendido entre un 9% y un 10,8% durante 2015 (entre

7,5% y 10,8% en 2014 y 7,22% e 7,5% en 2013)


Los costos capitalizados por concepto de gastos financieros, relacionados con las operaciones continuadas de Endesa Chile,

ascendió a $ 2.221.329, M$ 1.817.283 y M$ 998.984 por los ejercicios 2015, 2014 y 2013, respectivamente.(Ver Notas 4.1 y 31)

d.2) Gastos de personal capitalizados:

El costo capitalizado por concepto de gastos de personal relacionados directamente con las construcciones en curso ascen-

dió a M$ 27.188.477, M$ 29.170.488 y M$ 18.981.922 durante los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015, 2014 y

2013, respectivamente. De estos montos, M$ 15.250.810, M$ 16.466.173 y M$ 10.625.755, respectivamente, se relacionan

con las operaciones continuadas de Endesa Chile.

e) Arrendamiento financiero

Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, las Propiedades, Planta y Equipo incluyen M$ 20.217.448 y M$ 56.713.317 respectiva-

mente, correspondientes al valor neto contable de activos que son objeto de contratos de arrendamiento financiero.

El valor presente de los pagos futuros derivados de dichos contratos son los siguientes:

31-12-2015 31-12-2014

Bruto M$

Interés M$

Valor Presente M$

Bruto M$

Interés M$Valor Presente

M$

Menor a un año 2.840.639 1.007.567 1.833.072 11.492.537 1.587.086 9.905.451

Entre un año y cinco años 14.203.200 2.758.773 11.444.427 43.679.052 4.302.450 39.376.602

Más de cinco años 7.897.586 513.553 7.384.033 - - -

Total (*) 24.941.425 4.279.893 20.661.532 55.171.589 5.889.536 49.282.053

(*)Ver Nota 18.1

TerrenosM$

Edificios, NetoM$

Planta y Equipos, Neto

M$

Instalaciones Fijas y Accesorios, Neto

M$

Otras Propiedades, Planta y Equipo en Arrendamientos

Financieros, NetoM$

Propiedades, Planta y Equipo, Neto

M$

56.927.135 20.737.186 3.670.530.303 15.585.705 57.721.214 4.692.288.945

- - 3.988 550.469 - 602.249.222

3.216.432 - 171.934.311 13.707.483 - 199.660.391

(180.363) (631.466) (17.912.049) 1.428.360 2.853.253 (63.558.343)

- (1.301.473) (189.570.715) (2.366.179) (3.861.150) (197.099.517)

- - (13.770.564) - - (13.770.564)

74 1.801.536 242.636.252 1.872.695 - -

74 1.801.536 242.636.252 1.872.695 - -

74 1.801.536 242.636.252 1.872.695 - -

- - - - - -

- - (186.817) (40.632) - (227.449)

- - - - - -

- - (186.817) (40.632) - (227.449)

- - - (81.432) - (81.432)

(38.952) 1.420.138 4.560.039 4.971.240 - 10.967.595

2.997.191 1.288.735 197.694.445 20.042.004 (1.007.897) 538.139.903

59.924.326 22.025.921 3.868.224.748 35.627.709 56.713.317 5.230.428.848


g) Otras informaciones relativas a operaciones continuadas.

1. Endesa Chile mantenía al 31 de diciembre de 2015 y

2014 compromisos de adquisición de bienes de inmovili-

zado material por monto de M$ 226.793.675 y M$

89.623.698, respectivamente.

2. Al de diciembre de 2015 y 2014, el monto de los activos

fijos del Grupo gravados como garantía de pasivos as-

cendía a M$ 13.903.028 y M$ 21.952.283, respectiva-

mente ( ver Nota 34.1).

3. La Sociedad y sus filiales nacionales tienen contratos de

seguros que contemplan pólizas de todo riesgo, sismo y

avería de maquinarias con un límite de MM€1.000, inclu-

yéndose por estas coberturas perjuicios por interrupción

de negocios. Adicionalmente la empresa cuenta con se-

guros de Responsabilidad Civil para enfrentar demandas

de terceros por un límite de MM€500. Las primas aso-

ciadas a estas pólizas se registran proporcionalmente a

cada sociedad en el rubro gastos pagados por adelanta-

do.”

4. La situación de determinados activos, básicamente

obras e infraestructuras de instalaciones construidas con

el objeto de dar respaldo a la generación de energía en el

sistema SIC en el año 1998 ha cambiado, principalmente

por la instalación en el SIC de nuevas centrales térmicas,

la llegada de GNL y la entrada de nuevos proyectos. Lo

anterior, configura una situación de abastecimiento en

los próximos años que se estima no requerirá el uso de

estas instalaciones. Por lo anterior, la Sociedad registró

en el ejercicio de 2009 una provisión de deterioro de es-

tos activos por M$ 43.999.600, vigente a la fecha.

5. Con fecha 16 de octubre de 2012 Endesa Chile procedió

a ejecutar el total de las boletas bancarias de garantías

que aseguraban el fiel cumplimiento de las obras y la

correcta y oportuna ejecución de las mismas, todo ello

referido al Contrato “Proyecto Ampliación Central Térmi-

ca Bocamina, contrato ACP-003.06., suministro llave en

mano de una planta de generación térmica a carbón de

350 MW” (“el contrato”) suscrito con fecha 25 de Julio

de 2007, entre Empresa Nacional de Electricidad S.A. (“el

propietario”) y el Consorcio formado por: (i) la empresa

chilena “Ingeniería y Construcción Tecnimont Chile y

Compañía Limitada”; (ii) la empresa italiana “Tecnimont

SpA”; (iii) la empresa brasileña “Tecnimont do Brasil

Los activos en Leasing, provienen principalmente de:

Operaciones Continuadas.

Endesa Chile: corresponde a un contrato por Líneas e Ins-

talaciones de Transmisión Eléctrica (Ralco Charrúa 2X220

KV), efectuado entre la empresa y Abengoa Chile S.A.. Di-

cho contrato tiene una duración de 20 años y devenga inte-

reses a una tasa anual de 6,5%. El importe en libros de

estos activos en leasing alcanza a M$ 20.217.448 al 31 de

diciembre de 2015 (M$ 21.071.706 al 31 de diciembre de

2014).

Operaciones Discontinuadas.

Edegel S.A.: corresponde a los contratos que financiaron la

conversión de la planta termoeléctrica de la Central Ventani-

lla a ciclo combinado, que la empresa suscribió con el BBVA

- Banco Continental, Banco de Crédito del Perú, Citibank del

Perú y Banco Internacional del Perú – Interbank. El plazo pro-

medio de dichos contratos es de 8 años, y devengan intere-

ses a una tasa anual de Libor+1,75 % al 31 de diciembre de

2015 y 2014.

Asimismo, la empresa cuenta con un contrato, suscrito con

Scotiabank, que financió la construcción de una nueva planta

en ciclo abierto en la Central Santa Rosa. El plazo de dicho

contrato es de 9 años y devenga intereses a una tasa anual

de Libor + 1,75%. El importe en libros de estos activos en

leasing alcanzan a M$ 33.533.825 al 31 de diciembre de

2015 (M$ 35.641.611 al 31 de diciembre de 2014).

f) Arrendamiento operativo

Los estados de resultados consolidados al 31 de diciembre

de 2015 y 2014 incluyen M$1.240.625 y M$ 2.939.241 res-

pectivamente, correspondientes al devengo durante los cita-

dos períodos de los contratos de arrendamiento operativo

de activos materiales en explotación.

Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, los pagos futuros deriva-

dos de dichos contratos son los siguientes:

31-12-2015M$

31-12-2014 M$

Menor a un año 1.764.360 1.661.609

Entre un año y cinco años 7.361.782 6.850.130

Más de cinco años 8.769.808 8.268.791

Total 17.895.950 16.780.530


Al cierre del ejercicio 2015, se han puesto de manifiesto

una serie de nuevos antecedentes que, habiéndose eva-

luado por la compañía, han supuesto la identificación y

definición de una nueva UGE para todos los activos de

Generación en Chile. En análisis realizado se sostiene en

el hecho que Endesa Chile realiza una optimización y

gestión para todos activos de su parque de generación,

adquisición de combustibles y la decisión de la política

comercial de forma centralizada, con ventas de contratos

realizadas a nivel de la empresa y que no son asignadas

por central. La generación de flujos depende de todos

los activos en su conjunto.

Anteriormente, la compañía distinguía una UGE para los

activos que operan en el SIC y otras para activos especí-

ficos que operan en el SING, bajo la consideración que

existían dos mercados independientes. El nuevo esque-

ma que plantea la interconexión del SIC y el SING, unifica

los mercados, y considera formación de precios única,

como ocurre con las últimas licitaciones de suministro a

clientes regulados.

Por lo anterior, se han configurado condiciones que pro-

vocan la necesidad de reversar la pérdida por deterioro

antes indicada. Lo anterior se fundamenta, entre otros

aspectos, por la generación de valor que origina el pro-

yecto de interconexión entre el SIC y SING que se prevé

estará operativo en 2019, gracias a una mejor utilización

de reservas, ampliación del mercado potencial para los

activos específicos deteriorados y disminución del riesgo

global del portafolio. Los efectos de la interconexión es-

tán considerados en las proyecciones a cinco años que

utiliza la compañía para realizar las pruebas de deterioro

(ver Nota 3.d).

8. Como parte de su estrategia de sostenibilidad y relacio-

nes comunitarias, Endesa Chile ha decidido estudiar nue-

vas alternativas de diseño para el proyecto Neltume, en

especial, respecto de la descarga sobre el lago Neltume,

lo cual ha sido planteado por las comunidades en las di-

versas instancias de diálogo.

Para poder iniciar una nueva fase de estudio de una alter-

nativa de proyecto que contemple la descarga de aguas

sobre el río Fuy, a fines de diciembre de 2015 la compa-

ñía retiró el Estudio de Impacto Ambiental de la central.

Esta decisión compete sólo al proyecto central Neltume

y no al proyecto de transmisión, el que sigue su curso de

tramitación en el Servicio de Evaluación Ambiental.

Construcao e Administracao de Projetos Ltda.”; (iv) la

empresa eslovaca Slovenske Energeticke Strojarne a.s.”

(“SES”); (v) la empresa chilena “Ingeniería y Construc-

ción SES Chile Limitada”; (todos colectivamente deno-

minados “el Consorcio”).

El total de las referidas boletas correspondía a las canti-

dades de US$ 74.795.164,44 y UF 796.594,29

(US$ 38.200.000 aprox.). Durante el ejercicio 2012, se

cobraron boletas por un monto total de US$ 93.992.554.

El cobro de estas Boletas de Garantías redujo la capitali-

zación de los sobrecostos incurridos con motivo de los

incumplimientos al contrato.

Con fecha 17 de octubre de 2012, Endesa Chile interpuso

ante la Corte Internacional de Arbitraje de la Cámara de

Comercio Internacional una solicitud de arbitraje en con-

tra del Consorcio, con el objeto de exigir el íntegro y

oportuno cumplimiento de las obligaciones pactadas, al

amparo del contrato de construcción señalado. Con fe-

cha 29 de diciembre de 2014, el Directorio de Endesa

Chile aceptó y aprobó un acuerdo con el Consorcio que

pone término al arbitraje y que otorga un amplio finiquito

recíproco de las obligaciones. Como consecuencia de

este acuerdo, al cierre de 2014 Endesa Chile incurrió en

costos adicionales por U$125 millones (aprox.

M$75.843.750), los cuales fueron reconocidos como

parte del costo de adquisición de propiedades planta y

equipos. Finalmente el pago de estos costos se concre-

tó con fecha 6 de abril de 2015.

6. Al cierre del ejercicio 2014, Endesa Chile registró una

provisión por deterioro por M$ 12.581.947, relacionada

con el proyecto Punta Alcalde. Esta provisión surge

como consecuencia de que el proyecto, en su definición

actual, no se encuentra totalmente alineado con la estra-

tegia que la compañía está reformulando para el desarro-

llo de sus proyectos, particularmente en lo relacionado

con liderazgo tecnológico, y la sustentabilidad con el me-

dio ambiente y la sociedad. Endesa Chile ha decidido

detener el desarrollo del proyecto a la espera de poder

despejar la incertidumbre respecto de su rentabilidad.

(ver nota 3.d).

7. Al cierre del ejercicio 2012, nuestra filial Compañía Eléc-

trica Tarapacá S.A. (“CELTA”) registró una pérdida por

deterioro por M$ 12.578.098, con el propósito de ajustar

el valor libro de ciertos activos específicos que operan en

el SING a su valor recuperable.


Por otra parte, el contrato también establece un margen

de variación para las cantidades acordadas en el mismo,

de tal forma que, si las cantidades finalmente ejecutadas

están por debajo del 85% de las estimadas en el contra-

to, se le deberá pagar al Contratista la Administración y

los imprevistos correspondientes a la cantidad faltante

para llegar al 85% de lo contratado. De manera recípro-

ca, si las cantidades realmente ejecutadas sobrepasan el

115% de las contratadas, se le descontará la Administra-

ción y los imprevistos a las cantidades que sobrepasen

este 115%.

En concordancia con lo anterior, la compañía se encuen-

tra analizando las actividades relacionadas con el contra-

to, identificando variaciones importantes en cantidades

de obra (VICO) que de acuerdo con lo pactado generarían

un descuento que se debe aplicar al contratista por valor

de M$ Col 8.455.079 (M$ 1.906.498).

Por su parte, el Consorcio Impregilo OHL presentó ante

la Compañía ocho reclamaciones por M$ Col 147.685.420

(M$ 33.300.929). Este monto incluye costos financieros

y supuestos sobrecostos generados en temas como

descapote, cambios en referencias de materiales para

los rellenos de presa y dique auxiliar, hallazgos arqueoló-

gicos, consecución de personal calificado y variaciones

por volatilidad de la tasa de cambio. La Compañía de

acuerdo con el análisis técnico y jurídico realizado a cada

una de las reclamaciones, considera que estas no proce-

den por cuanto no se encuentran especificadas en el al-

cance del contrato, no obtuvieron la autorización requeri-

da por la Compañía (consignada en el contrato) y por

estar incluidos (acordados y liquidados) en el addendum

13.

Adicionalmente, el contratista presentó notificaciones

de ordenes de cambio (NOC) por valor de M$ Col

28.522.475 (M$ 6.431.406). Del análisis preliminar de las

mismas, la Compañía registró en los estados financieros

un valor de M$ Col 8.425.765 (M$ 1.899.888). El monto

diferencial, corresponde a costos que no están bajo la

responsabilidad de la Compañía o se encuentran recono-

cidas en el addemdum 12 por valor de M$ Col 11.945.357

(M$ 2.693.505), por cuya razón se rechazan.

Como consecuencia de lo anterior, al 31 de diciembre de

2015 Endesa Chile reconoció un pérdida de M$ 2.706.830,

asociada al castigo de ciertos activos relacionados con el

Estudio de Impacto Ambiental que ha sido retirado y a

otros estudios directamente vinculados al antiguo diseño.

9. Al 31 de diciembre de 2015, Endesa Chile registró una

provisión por deterioro por M$ 2.522.445 asociada con el

proyecto eólico Waiwen. Esta pérdida surge como resul-

tado de nuevas mediciones realizadas por la compañía

respecto a la viabilidad del proyecto, concluyendo que,

bajo las condiciones existentes a la fecha, su rentabilidad

es incierta.

h) Otras informaciones relativas a operaciones discontinuadas.

1. En el mes de noviembre del año 2010, la Compañía firmó

el contrato CEQ-21 con el Consorcio Impregilo – Obras-

con Huarte Lain (OHL), el cual tenía por objeto la cons-

trucción de las obras civiles principales del proyecto hi-

droeléctrico El Quimbo; al 31 de diciembre de 2015 la

mayoría de las obras relevantes de dicho contrato se en-

cuentran ejecutadas y en proceso de análisis, revisión y

verificación de todos los asuntos inherentes a lo pactado

en el contrato, especialmente lo referente a la recepción

definitiva de las obras, para posteriormente iniciar el pro-

ceso de liquidación final del mismo.

Dentro de la revisión y análisis referidos, y bajo el marco

general del contrato, la Compañía se encuentra además

verificando el cumplimiento de una serie de hitos con-

tractuales (de obligatorio cumplimiento para el Contratis-

ta Consorcio Impregilo-OHL), y cuyo incumplimiento aca-

rrea la aplicación de multas o apremios, sin perjuicio de

asuntos futuros adicionales que puedan surgir dentro de

la liquidación final del contrato.

Dentro de éstos Hitos en análisis, se encuentra el núme-

ro 15 pactado en el contrato: “termino de las obras”:

Este término fue pactado para el día 15 de octubre de

2015, pero teniendo en cuanta que al 31 de diciembre

de 2015 este hito no ha finalizado, se genera un atraso

de 77 días y un posible descuento al contratista tasado

en M$ Col $ 83.849.329. (M$ 18.906.813).


Nota 17Impuestos Diferidosa) El origen de los impuestos diferidos de activos y pasivos registrados al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:

Impuestos Diferidos de Activos

Impuestos diferidos de Activos relativos a

Impuestos Diferidos de

ActivosDepreciaciones

AcumuladasProvisiones

Obligaciones por beneficios

post-empleo

Revaluaciones de

instrumentos financieros

Pérdidas fiscales

Otros

Saldo Inicial al 1 de enero de 2015 42.410.489 7.788.371 494.680 54.260 4.851.839 2.775.070 58.374.709

Movimientos

Incremento (decremento) por impuestos diferidos en ganancias o pérdidas

1.319.678 6.151.750 23.625 (50.718) 7.868.630 (2.117.518) 13.195.447

Incremento (decremento) por impuestos diferidos en otro resultado integral

- - 191.008 557.599 - - 748.607

Diferencia de conversión de moneda extranjera (3.717.007) (414.275) (69.045) (3.542) - (98.171) (4.302.040)

Transferencias a (desde) Activos No Corrientes y Grupos en Desapropiación Mantenidos para la Venta

(14.361.783) (3.241.403) (576.075) - - (39.660) (18.218.921)

Otros incrementos (decrementos) (20.668.904) (8.822.737) (64.193) (557.599) - 182.949 (29.930.484)

Saldo final al 31 de diciembre de 2015 4.982.473 1.461.706 - - 12.720.469 702.670 19.867.318

Impuestos Diferidos de PasivosDepreciaciones Acumuladas

Impuestos diferidos de Pasivos relativos a

Impuestos Diferidos de

PasivosDepreciaciones

AcumuladasProvisiones

Obligaciones por beneficios

post-empleo

Revaluaciones de


Pérdidas fiscales

Otros

Saldo Inicial al 1 de enero de 2015 361.570.401 41.553 - 163.062 - 28.544.947 390.319.963

Movimientos


18.628.285 243.817 (678) - - 15.789.511 34.660.935


- - (65.055) 184.060 - (200.434) (81.429)

Diferencia de conversión de moneda extranjera

3.316.715 - 65.061 5.424 - (10.368.839) (6.981.639)


(132.500.328) (16.764) (237) (249.770) (32.286.272) (165.053.371)

Otros incrementos (decrementos) (34.332.673) 16.649 909 (102.776) - (686.862) (35.104.753)

Saldo final al 31 de diciembre de 2015 216.682.400 285.255 - - - 792.051 217.759.706

(*) Ver Nota 6.c.


Impuestos Diferidos de ActivosDepreciaciones Acumuladas

Impuestos diferidos de Activos relativos aImpuestos

Diferidos de Activos

Depreciaciones Acumuladas

ProvisionesObligaciones

por beneficios post-empleo

Revaluaciones de


Pérdidas fiscales

Otros

Saldo Inicial al 1 de enero de 2014 44.338.482 4.029.561 366.977 - 1.450.462 1.679.980 51.865.462

Movimientos


13.904 1.839.559 (139.462) (1.716) 5.156.500 2.161.955 9.030.740


- - 1.779.099 (348.587) - - 1.430.512

Adquisiciones mediante combinaciones de negocios (*)

- 879.716 - - 537.933 974.882 2.392.531

Diferencia de conversión de moneda extranjera (2.365.601) (63.966) (55.492) 12.753 86.414 (2.385.892)


- (29.583) (1.761) - (1.448.281) (1.142.270) (2.621.895)

Otros incrementos (decrementos) 423.704 1.133.084 (1.454.681) 391.810 (844.775) (985.891) (1.336.749)

Saldo final al 31 de diciembre de 2014 42.410.489 7.788.371 494.680 54.260 4.851.839 2.775.070 58.374.709

Impuestos Diferidos de Pasivos

Impuestos diferidos de Pasivos relativos aImpuestos

Diferidos de Pasivos

Depreciaciones Acumuladas

ProvisionesObligaciones

por beneficios post-empleo

Revaluaciones de


Pérdidas fiscales

Otros

Saldo Inicial al 1 de enero de 2014 290.656.225 20.222 - 4.104.129 - 10.908.943 305.689.519

Movimientos


(26.734.119) 379 368 (4.687.449) - 14.414.523 (17.006.298)


- - (3.674) 665.247 - (1.306) 660.267

Adquisiciones mediante combinaciones de negocios (*)

27.088.856 - - - - 1.834.311 28.923.167

Diferencia de conversión de moneda extranjera

14.540.966 (307.279) 13.619 - (813.443) 13.433.863


- - - - - - -

Otros incrementos (decrementos) 56.018.473 328.231 3.306 67.516 2.201.919 58.619.445

Saldo final al 31 de diciembre de 2014 361.570.401 41.553 - 163.062 - 28.544.947 390.319.963

(*) Ver Nota 6.c.


ditorías están limitadas a un número de períodos tributarios

anuales, los cuales por lo general, una vez transcurridos dan

lugar a la expiración de dichas inspecciones.

Las auditorías tributarias, por su naturaleza, son a menudo

complejas y pueden requerir varios años. El siguiente es un

resumen de los períodos tributarios, potencialmente sujetos

a verificación:

País Período

Chile 2012-2014

Argentina 2008-2014

Brasil 2009-2014

Colombia 2012-2014

Perú 2009-2014

Debido a las posibles diferentes interpretaciones que pue-

den darse a las normas tributarias, los resultados de las ins-

pecciones que en el futuro pudieran llevar a cabo las autori-

dades tributarias para los años sujetos a verificación podrían

dar lugar a pasivos tributarios, cuyos montos no es posible

cuantificar en la actualidad de una manera objetiva. No obs-

tante, la Gerencia de Endesa Chile estima que los pasivos

que, en su caso, se pudieran derivar por estos conceptos, no

tendrán un efecto significativo sobre los resultados futuros

de las sociedades.

Al 31 de diciembre de 2015, los activos y pasivos asociados

a las operaciones que Endesa Chile realiza fuera de Chile

han sido reclasificados a mantenidos para distribuir a los

propietarios. Del mismo modo, los resultados han sido re-

clasificados a operaciones discontinuadas. (Ver notas 3.j,

4.1 y 39)

A continuación se detallan los efectos por impuestos diferi-

dos de los componentes de Otros Resultados Integrales:

La recuperación de los saldos de activos por impuestos dife-

ridos depende de la obtención de utilidades tributarias sufi-

cientes en el futuro. La Sociedad considera que las proyec-

ciones de utilidades futuras de las distintas sociedades

filiales cubren lo necesario para recuperar estos activos.

b) Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, el Grupo no ha reconocido activos por impuestos diferidos relacionados a pérdidas tributarias por un monto de M$ 9.925.718 y M$ 9.087.377, respectivamente (ver Nota 3.o)

Endesa Chile no ha registrado impuesto diferido de activos y

pasivos por diferencias temporales relacionadas con inversio-

nes en filiales y en determinados negocios conjuntos. No ha

reconocido impuesto diferido de pasivo asociado con utilidades

no distribuidas, en las que la posición de control que ejerce el

grupo sobre dichas sociedades permite gestionar el momento

de reversión de las mismas, y se estima que es probable que

éstas no se reviertan en un futuro próximo. El monto total de

estas diferencias temporarias imponibles, para los cuales no se

han reconocido en el balance pasivos por impuestos diferidos

al 31 de diciembre de 2015 asciende a M$ 493.810.478 (M$

395.525.524 al 31 de diciembre de 2014).

Por otra parte, el monto total de las diferencias temporales

deducibles relacionadas con inversiones en filiales y en de-

terminados negocios conjuntos para los cuales no se han

registrado activos por impuestos diferidos al 31 de diciem-

bre de 2015 asciende a M$ 471.291.386 (M$ 342.408.426 al

31 diciembre de 2014).

Las sociedades del grupo se encuentran potencialmente su-

jetas a auditorías tributarias al impuesto a las ganancias por

parte de las autoridades tributarías de cada país. Dichas au-


Efectos por Impuestos Diferidos de los Componentes de Otros Resultados Integrales


Importe antes de Impuestos

M$

Gasto (Ingreso) por impuesto a las

gananciasM$

Importe después de Impuestos

M$

Activos financieros disponibles para la venta (441.585) 10 (441.575)Cobertura de flujo de caja (135.791.934) 35.463.169 (100.328.765)Ajustes por conversión (244.110.922) - (244.110.922)Ajustes de asociadas y negocios conjuntos (2.475.299) - (2.475.299)Ganancias (Pérdidas) actuariales definidas como beneficios de planes de pensiones (216.648) (5.476) (222.124)

Impuesto a la Renta Relacionado a los Componentes de Otros Ingresos y Gastos con Cargo o Abono en el Patrimonio Neto

(383.036.388) 35.457.703 (347.578.685)

c) Operaciones Continuadas

En Chile con fecha 29 de septiembre de 2014, se publicó en el Diario Oficial la Ley N° 20.780, que introduce

modificaciones al sistema de impuesto a la renta y otros impuestos. La mencionada ley establece la sustitu-

ción del sistema tributario actual, a contar de 2017, por dos sistemas tributarios alternativos: el sistema de

renta atribuida y el sistema parcialmente integrado.

La misma Ley establece un aumento gradual de la tasa de impuesto a la renta de las sociedades. Así, para el

año 2014 dicho impuesto se incrementó a 21%, a 22,5% el año 2015 y a 24% el año 2016. A contar del año

2017 los contribuyentes sujetos al régimen de renta atribuida tendrán una tasa de 25%, mientras que las so-

ciedades acogidas al sistema parcialmente integrado aumentarán su tasa a 25,5% el año 2017 y a 27% a

contar del año 2018.


31 de diciembre de 2014 31 de diciembre de 2013


M$


gananciasM$


M$


M$


gananciasM$


M$

(6.042) 1.306 (4.736) 109 (22) 87 (138.419.154) 34.120.329 (104.298.825) (80.955.947) 14.235.483 (66.720.464)

(8.365.502) - (8.365.502) (18.023.501) - (18.023.501)11.478.398 - 11.478.398 10.923.982 - 10.923.982

(4.680.070) 1.929.441 (2.750.629) (3.618.423) 990.340 (2.628.083)

(139.992.370) 36.051.076 (103.941.294) (91.673.780) 15.225.801 (76.447.979)

Asimismo, la referida ley establece que a las sociedades anónimas se le aplicará por defecto el sistema parcial-

mente integrado, a menos que una futura Junta Extraordinaria de Accionistas acuerde optar por el sistema de

renta atribuida.

De acuerdo a lo indicado en nota 3.o) y asumiendo la aplicación del sistema parcialmente integrado, atendido

a que ese es el sistema que por defecto deben aplicar las sociedades anónimas y que no se ha celebrado

una Junta Extraordinaria de Accionistas que haya acordado adoptar el sistema alternativo, Endesa Chile re-

conoció las variaciones en sus activos y pasivos por impuestos diferidos, que se producen como efecto di-

recto del incremento en la tasa de impuestos de primera categoría, directamente en Patrimonio. En concre-

to, durante el ejercicio 2014 el cargo neto registrado en el Patrimonio de Endesa Chile ascendió a M$

59.956.195, disminuyendo el Patrimonio atribuible a los propietarios de la sociedad controladora en M$

58.529.578.


d) Operaciones Discontinuadas

> En Colombia, la ley 1.739 de 2014 modificó la tarifa del impuesto de renta para la equidad (CREE) a partir del

año gravable 2016, pasando del 8% al 9% de manera indefinida, la cual recae sobre las utilidades gravables

obtenidas durante cada año; adicionalmente, la misma ley estableció la sobretasa al CREE del 5%, 6%, 8%

y 9% por los años 2015, 2016, 2017 y 2018, respectivamente.

El efecto de las diferencias temporales que impliquen el pago de un menor o mayor impuesto sobre la renta

en el año corriente, se contabiliza como impuesto diferido crédito o débito respectivamente a las tasas de

impuestos vigentes cuando se reviertan las diferencias (39% para el 2015, 40% para el 2016, 42% para el

2017, 43% para el 2018 y 34% a partir del 2019), siempre que exista una expectativa razonable de que tales

diferencias se revertirán en el futuro y además para el activo, que en ese momento se generará suficiente

renta gravable.

Las filiales colombianas producto de este incremento en las tasas, reconocieron al 31 de diciembre de 2014

las variaciones en sus activos y pasivos por impuestos diferidos. El cargo neto a resultados fue de una utili-

dad de M$ 1.766.932.

> En Perú, al 31 de diciembre de 2014, la tasa del impuesto a las ganancias es de 30% sobre la utilidad grava-

ble luego de deducir la participación de los trabajadores que se calcula con una tasa de 5% sobre la utilidad

imponible.

A partir del ejercicio 2015, en atención a la Ley N° 30.296 de 2014, la tasa del impuesto a la renta aplicable

sobre la utilidad gravable, luego de deducir la participación de los trabajadores será la siguiente: Año 2015

y 2016 de 28%, Año 2017 y 2018 de 27% y año 2019 en delante de 26%.

Las filiales peruanas producto de este decremento en las tasas, reconocieron al 31 de diciembre de 2014

las variaciones en sus activos y pasivos por impuestos diferidos. El cargo neto a resultados fue de una uti-

lidad de M$ 18.906.796.


Nota 18Otros Pasivos Financieros.El saldo de este rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:

Otros pasivos financieros31 de diciembre de 2015 31 de diciembre de 2014

CorrienteM$

No corrienteM$

CorrienteM$

No corrienteM$

Préstamos que devengan intereses 18.446.476 826.380.628 287.550.354 1.790.657.084Instrumentos derivados de cobertura (*) 328.415 78.768.620 681.811 28.758.801Instrumentos derivados de no cobertura (**) 9.146.674 12.048.542 2.526.798 6.286.982

Total 27.921.565 917.197.790 290.758.963 1.825.702.867

(*) Ver Nota 20.2.a.

(**) Ver Nota 20.2.b.

Préstamos que devengan intereses

18.1 El detalle de este rubro de corto y largo plazo al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:


Clases de Préstamos que Acumulan (Devengan) Intereses

CorrienteM$

No corrienteM$

CorrienteM$

No corrienteM$

Préstamos bancarios 58 - 34.908.368 158.762.494

Obligaciones no garantizadas 16.613.346 807.552.168 236.367.105 1.556.488.063

Arrendamiento financiero (*) 1.833.072 18.828.460 9.905.451 39.376.602

Otros préstamos - - 6.369.430 36.029.925

Total 18.446.476 826.380.628 287.550.354 1.790.657.084

*) Ver Nota 16.d


18.2 El desglose por monedas y vencimientos de los Préstamos Bancarios al 31 de diciembre de 2015 y 2014, es el siguiente:Resumen de préstamos bancarios por monedas y vencimientos.

Segmento País

Moneda Tasa Efectiva Tasa Nominal Garantía

Corriente

VencimientoTotal

Corriente al 31-12-2015

Uno a Tres Meses

M$

Tres a Doce Meses

M$Chile US$ 0,00% 0,00% Sin Garantía - - -

Chile CH$ 6,00% 6,00% Sin Garantía 58 - 58

Perú US$ 0,00% 0,00% Sin Garantía - - -

Argentina US$ 0,00% 0,00% Sin Garantía - - -

Argentina $ Arg 0,00% 0,00% Sin Garantía - - -

Colombia $ Col 0,00% 0,00% Sin Garantía - - - Total 58 - 58

Segmento País


Corriente

VencimientoTotal


Uno a Tres Meses

M$

Tres a Doce Meses

M$Chile US$ 6,32% 5,98% Sin Garantía - 1.007.362 1.007.362

Chile CH$ 6,00% 6,00% Sin Garantía 1.338 - 1.338

Perú US$ 3,01% 2,93% Sin Garantía 2.472.247 8.382.913 10.855.160

Argentina US$ 13,68% 13,03% Sin Garantía 11.451.387 2.126.669 13.578.056

Argentina $ Arg 39,91% 35,13% Sin Garantía 2.861.876 6.395.181 9.257.057

Colombia $ Col 8,29% 8,13% Sin Garantía - 209.395 209.395 Total 16.786.848 18.121.520 34.908.368

Medición y jerarquía de los valores razonables

El valor razonable de los préstamos bancarios corriente y no corriente al 31 de diciembre de 2015 asciende a M$ 0 (M$

189.554.750 al 31 de diciembre de 2014), respectivamente. Para ambos ejercicios, en consideración a los datos de entrada

utilizados en la valoración, los valores razonables de estos instrumentos financieros califican como nivel 2 (ver nota 3 g). Cabe

destacar que estos pasivos financieros son registrados a costo amortizado (ver nota 3 f.4).


No Corriente

VencimientoTotal No Corriente

al 31-12-2015M$

Uno a Dos AñosM$

Dos a Tres AñosM$

Tres a Cuatro AñosM$

Cuatro a Cinco AñosM$

Más de Cinco AñosM$

- - - - - -

- - - - - -

- - - - - -

- - - - - -

- - - - - -

- - - - - - - - - - - -

No Corriente

VencimientoTotal No Corriente

al 31-12-2014M$

Uno a Dos AñosM$

Dos a Tres AñosM$

Tres a Cuatro AñosM$

Cuatro a Cinco AñosM$

Más de Cinco AñosM$

- - - - - -

- - - - - -

38.628.554 17.850.471 16.254.959 255.432 - 72.989.416

1.022.595 - - - - 1.022.595

6.999.683 - - - - 6.999.683

- - - - 77.750.800 77.750.800

46.650.832 17.850.471 16.254.959 255.432 77.750.800 158.762.494


Individualización de Préstamos Bancarios por Deudor

RutEmpresaDeudora

NombreEmpresaDeudora

PaísEmpresaDeudora

RutEntidadAcreedora

NombredelAcreedor

PaísEntidadAcreedora

TipodeMoneda

Tasade interésEfectiva

Tasade interésnominal

TipodeAmortización

CorrienteMenos

de 90 días

más de 90 días

Total Corriente

Extranjero Chinango S.A.C. Perú Extranjero Banco Scotiabank Perú US$ 3,98% 3,96% Trimestral - - -

Extranjero Chinango S.A.C. Perú Extranjero Banco de Credito del Perú Perú US$ 2,12% 2,01% Trimestral - - -

Extranjero Chinango S.A.C. Perú Extranjero Bank Of Nova Scotia Perú US$ 3,18% 3,01% Trimestral - - -

Extranjero Chinango S.A.C. Perú Extranjero Bank Of Nova Scotia Perú US$ 3,48% 3,40% Trimestral - - -

Extranjero Edegel S.A.A Perú Extranjero Banco Continental Perú US$ 3,44% 3,36% Trimestral - - -

Extranjero Edegel S.A.A Perú Extranjero Bank Nova Scotia Perú US$ 1,02% 1,00% Al Vencimiento - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Banco Corpbanca Colombia $ Col 8,39% 8,22% Al Vencimiento - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero BBVA Colombia Colombia $ Col 6,71% 6,60% Al Vencimiento - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Banco de Bogota Colombia $ Col 6,74% 6,63% Al Vencimiento - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero AV VILLAS Colombia $ Col 5,62% 5,51% Al Vencimiento - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero AV VILLAS Colombia $ Col 5,50% 5,38% Al Vencimiento - - -


Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Citibank Colombia Colombia $ Col 5,51% 5,38% Al Vencimiento - - -







Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Banco Davivienda Colombia $ Col 6,30% 6,15% Al Vencimiento - - -

91.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile Extranjero B.N.P. Paribas E.E.U.U. US$ 6,32% 5,98% Semestral - - -

91.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile 97.004.000-5 Banco Santander Chile Ch$ 6,00% 6,00% Mensual 58 - 58

Extranjero Endesa Argentina S.A. Argentina Extranjero Citibank Argentina $ Arg 28,00% 28,00% Al Vencimiento - - -

Extranjero Central Costanera S.A. Argentina Extranjero Banco Galicia Argentina $ Arg 51,47% 42,24% Al Vencimiento - - -

Extranjero Central Costanera S.A. Argentina Extranjero Banco Itau Argentina $ Arg 55,08% 44,68% Al Vencimiento - - -

Extranjero Central Costanera S.A. Argentina Extranjero Banco Santander Río Argentina $ Arg 44,17% 37,14% Al Vencimiento - - -

Extranjero Central Costanera S.A. Argentina Extranjero Banco Supervielle Argentina $ Arg 49,97% 41,21% Al Vencimiento - - -

Extranjero Central Costanera S.A. Argentina Extranjero Citibank Argentina $ Arg 45,11% 37,81% Al Vencimiento - - -

Extranjero Central Costanera S.A. Argentina Extranjero Credit Suisse International Argentina US$ 14,84% 13,92% Trimestral - - -

Extranjero Central Costanera S.A. Argentina Extranjero ICB Argentina Argentina $ Arg 51,99% 42,59% Trimestral - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Banco Macro Argentina $ Arg 30,56% 27,87% Al Vencimiento - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Deutsche Bank Argentina US$ 13,40% 12,78% Trimestral - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Standard Bank Argentina US$ 13,40% 12,78% Trimestral - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Banco Itau Argentina US$ 13,40% 12,78% Trimestral - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Banco Santander - Sindicado IV Argentina $ Arg 36,21% 32,11% Trimestral - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Banco Itau- Sindicado IV Argentina $ Arg 36,21% 32,11% Trimestral - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Banco Galicia - Sindicado IV Argentina $ Arg 36,21% 32,11% Trimestral - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Banco Hipotecario - Sindicado IV Argentina $ Arg 36,21% 32,11% Trimestral - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Banco Ciudad -Sindicado IV Argentina $ Arg 36,21% 32,11% Trimestral - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero ICB Argentina Argentina $ Arg 36,21% 32,11% Trimestral - - -Total M$ 58 - 58

En anexo N° 5, letra a), se desglosa un detalle de la estimación de flujos futuros de caja (no descontados) que el Grupo deberá

desembolsar respecto a los préstamos bancarios arriba mencionados.


31-12-2015 31-12-2014

No Corriente Corriente No CorrienteUno a

Dos Años

Dos a Tres

Años

Tres a Cuatro

Años

Cuatro a Cinco

Años

Más de Cinco Años

Total No

Corriente

Menos de 90 días

más de 90 días

Total Corriente

Uno a Dos Años

Dos a Tres Años

Tres a Cuatro

Años

Cuatro a Cinco Años

Más de Cinco Años

Total No Corriente

- - - - - - 260.672 564.193 824.865 752.258 752.258 15.233.217 - 16.737.733

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - 395.746 1.137.486 1.533.232 1.516.648 1.516.648 - - - 3.033.296

- - - - - - 287.425 766.306 1.053.731 1.021.742 1.021.742 1.021.742 255.432 - 3.320.658

- - - - - - 1.516.649 5.914.928 7.431.577 13.498.170 14.559.823 - - - 28.057.993

- - - - - - 11.755 - 11.755 21.839.736 - - - - 21.839.736

- - - - - - - 55.892 55.892 - - - - 20.393.652 20.393.652

- - - - - - - 153.503 153.503 - - - - 57.357.148 57.357.148

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - 1.007.362 1.007.362 - - - - - -

- - - - - - 1.338 - 1.338 - - - - - -

- - - - - - 710.351 - 710.351 - - - - - -

- - - - - - - 800.033 800.033 853.856 - - - - 853.856

- - - - - - - 302.809 302.809 350.571 - - - - 350.571

- - - - - - - 185.138 185.138 215.736 - - - - 215.736

- - - - - - - 289.401 289.401 337.088 - - - - 337.088

- - - - - - - 955.718 955.718 1.113.199 - - - - 1.113.199

- - - - - - - 2.126.669 2.126.669 1.022.595 - - - - 1.022.595

- - - - - - - 324.772 324.772 377.538 - - - - 377.538

- - - - - - 1.461.573 - 1.461.573 - - - - - -

- - - - - - 5.725.691 - 5.725.691 - - - - - -

- - - - - - 2.862.848 - 2.862.848 - - - - - -

- - - - - - 2.862.848 - 2.862.848 - - - - - -

- - - - - - 158.689 813.581 972.270 862.890 - - - - 862.890

- - - - - - 144.890 742.835 887.725 787.856 - - - - 787.856

- - - - - - 137.990 707.462 845.452 750.339 - - - - 750.339

- - - - - - 48.297 247.612 295.909 262.618 - - - - 262.618

- - - - - - 20.699 106.119 126.818 112.552 - - - - 112.552

- - - - - - 179.387 919.701 1.099.088 975.440 - - - - 975.440- - - - - - 16.786.848 18.121.520 34.908.368 46.650.832 17.850.471 16.254.959 255.432 77.750.800 158.762.494


18.3 El desglose por monedas y vencimientos de las Obligaciones No Garantizadas al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:Resumen de Obligaciones No Garantizadas por monedas y vencimientos

Segmento País


Corriente

Vencimiento Total Corriente al 31-12-2015

Uno a Tres MesesM$

Tres a Doce MesesM$

Chile US$ 6,99% 6,90% Sin Garantía 7.303.274 2.548.685 9.851.959

Chile U.F. 6,00% 5,48% Sin Garantía - 6.761.387 6.761.387

Perú US$ 0,00% 0,00% Sin Garantía - - -

Perú Soles 0,00% 0,00% Sin Garantía - - -

Colombia $ Col 0,00% 0,00% Sin Garantía - - -

Total 7.303.274 9.310.072 16.613.346

Segmento País


Corriente


Uno a Tres MesesM$

Tres a Doce MesesM$

Chile US$ 7,43% 7,24% Sin Garantía 10.600.825 123.527.558 134.128.383

Chile U.F. 6,00% 5,48% Sin Garantía - 6.562.506 6.562.506

Perú US$ 6,70% 6,59% Sin Garantía 4.852.113 - 4.852.113

Perú Soles 6,40% 6,30% Sin Garantía 156.702 8.008 164.710

Colombia $ Col 8,67% 8,45% Sin Garantía 90.659.393 - 90.659.393

Total 106.269.033 130.098.072 236.367.105

18.4 El desglose por monedas y vencimientos de las Obligaciones Garantizadas al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:

Resumen de Obligaciones Garantizadas por monedas y vencimientos

Al 31 de diciembre de 2015 y 2014 no existen obligaciones garantizadas vigentes.

Medición y jerarquía de los valores razonables

El valor razonable de las obligaciones con el público corriente y no corriente, garantizadas y no garantizadas, al 31 de diciem-

bre de 2015 asciende a M$ 981.390.150 (M$ 1.959.415.197 al 31 de diciembre de 2014). Para ambos ejercicios, en conside-

ración a los datos de entrada utilizados en la valoración, los valores razonables de estos instrumentos financieros califican

como nivel 2 (ver nota 3 h). Cabe destacar que estos pasivos financieros son registrados a costo amortizado (ver nota 3 f.4).


No Corriente

Vencimiento Total No Corriente al 31-12-2015

M$Uno a Dos Años

M$Dos a Tres Años

M$Tres a Cuatro Años

M$Cuatro a Cinco Años

M$Más de Cinco Años

M$

- - - - 493.795.141 493.795.141

5.330.851 5.330.851 5.330.851 5.330.851 292.433.623 313.757.027

- - - - - -

- - - - - -

- - - - - -

5.330.851 5.330.851 5.330.851 5.330.851 786.228.764 807.552.168

No Corriente

Vencimiento Total No Corriente al 31-12-2014

M$Uno a Dos Años

M$Dos a Tres Años

M$Tres a Cuatro Años

M$Cuatro a Cinco Años

M$Más de Cinco Años

M$

- - - - 419.950.580 419.950.580

5.122.437 5.122.437 5.122.437 27.510.710 263.190.670 306.068.691

12.133.186 - 6.066.593 4.953.980 12.133.186 35.286.945

- - - 5.074.099 5.074.099 10.148.198

- 43.326.710 55.611.108 92.241.270 593.854.561 785.033.649

17.255.623 48.449.147 66.800.138 129.780.059 1.294.203.096 1.556.488.063


Individualización de Obligaciones Garantizadas y No garantizadas por Deudor.

RutEmpresaDeudora


PaísEmpresaDeudora

RutEntidadAcreedora

NombredelAcreedor


TipodeMoneda

Tasade interésEfectiva


GarantiaCorriente

Menos de 90 días

más de 90 días

Total Corriente

Extranjero Edegel S.A.A Perú Extranjero Banco Continental Perú Soles 6,41% 6,31% No - - -Extranjero Edegel S.A.A Perú Extranjero Banco Continental Perú Soles 6,38% 6,28% No - - -Extranjero Edegel S.A.A Perú Extranjero Banco Continental Perú US$ 6,44% 6,34% No - - -Extranjero Edegel S.A.A Perú Extranjero Banco Continental Perú US$ 7,93% 7,78% No - - -Extranjero Edegel S.A.A Perú Extranjero Banco Continental Perú US$ 7,25% 7,13% No - - -Extranjero Edegel S.A.A Perú Extranjero Banco Scotiabank Perú US$ 6,73% 6,63% No - - -Extranjero Edegel S.A.A Perú Extranjero Banco Scotiabank Perú US$ 6,09% 6,00% No - - -Extranjero Edegel S.A.A Perú Extranjero Banco Scotiabank Perú US$ 5,86% 5,78% No - - -Extranjero Edegel S.A.A Perú Extranjero Banco Scotiabank Perú US$ 6,57% 6,47% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos A-10 Colombia $ Col 8,87% 8,59% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos A102 Colombia $ Col 8,87% 8,59% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos B-103 Colombia $ Col 9,79% 9,79% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos B10 Colombia $ Col 10,44% 10,06% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos B15 Colombia $ Col 10,77% 10,36% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos B09-09 Colombia $ Col 10,57% 10,17% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos B12 Colombia $ Col 10,78% 10,37% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos exterior Colombia $ Col 10,17% 10,17% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos quimbo Colombia $ Col 10,17% 10,17% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos Quimbo B10 Colombia $ Col 8,09% 7,85% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos Quimbo B15 Colombia $ Col 8,21% 7,97% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos Quimbo B12-13 Colombia $ Col 9,63% 9,30% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos Quimbo B6-13 Colombia $ Col 8,85% 8,57% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos B6-13 Colombia $ Col 8,85% 8,57% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos Quimbo B16-14 Colombia $ Col 8,74% 8,47% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos Quimbo B10-14 Colombia $ Col 8,41% 8,16% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos Quimbo B6-14 Colombia $ Col 7,98% 7,75% No - - -Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos B6-14 Colombia $ Col 7,98% 7,75% No - - -91.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile Extranjero BNY Mellon - Primera Emisión S-1 E.E.U.U. US$ 7,96% 7,88% No 4.797.465 - 4.797.46591.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile Extranjero BNY Mellon - Primera Emisión S-2 E.E.U.U. US$ 7,40% 7,33% No 1.534.133 - 1.534.13391.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile Extranjero BNY Mellon - Primera Emisión S-3 E.E.U.U. US$ 8,26% 8,13% No 971.676 - 971.67691.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile Extranjero BNY Mellon - 144 - A E.E.U.U. US$ 8,83% 8,63% No - - -91.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile Extranjero BNY Mellon - Unica 24296 E.E.U.U. US$ 4,32% 4,25% No - 2.548.685 2.548.68591.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile 97.004.000-5 Banco Santander -317 Serie-H Chile U.F. 7,17% 6,20% No - 6.232.249 6.232.24991.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile 97.004.000-5 Banco Santander 522 Serie-M Chile U.F. 4,82% 4,75% No - 529.138 529.138Total M$ 7.303.274 9.310.072 16.613.346

En anexo N° 5, letra b), se desglosa un detalle de la estimación de flujos futuros de caja (no descontados) que el Grupo de-

berá desembolsar respecto a las obligaciones garantizadas y no garantizadas arriba mencionados.

Individualización de Arrendamiento Financiero por Deudor.

RutEmpresaDeudora


PaísEmpresaDeudora

RutEntidadAcreedora

NombredelAcreedor


TipodeMoneda


31-12-2015

Corriente

Menos de 90

días

más de 90 días

Total Corriente

Uno a Dos Años

Dos a Tres Años

Tres a Cuatro

Años

91.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile 87.509.100-K Abengoa Chile Chile US$ 6,50% - 1.833.072 1.833.072 2.840.640 1.952.223 2.079.117

Extranjero Edegel S.A.A. Perú Extranjera Banco Scotiabank Perú US$ 2,02% - - - - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Banco

Corpbanca Colombia $ Col 10,80% - - - - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Equirent S.A. Colombia $ Col 6,55% - - - - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Mareauto

Colombia SAS Colombia $ Col 10,08% - - - - - -

Total M$ 1.833.072


31-12-2015 31-12-2014

No Corriente Corriente No Corriente

Uno a Dos Años

Dos a Tres Años

Tres a Cuatro

Años


Más de Cinco Años

Total No Corriente

Menos de 90 días

más de 90 días

Total Corriente

Uno a Dos Años

Dos a Tres Años

Tres a Cuatro Años


Más de Cinco Años

Total No Corriente

- - - - - - - 8.008 8.008 - - - - 5.074.099 5.074.099- - - - - - 156.702 - 156.702 - - - 5.074.099 - 5.074.099- - - - - - 165.699 - 165.699 - - - - 6.066.593 6.066.593- - - - - - 171.325 - 171.325 - - - 4.953.980 - 4.953.980- - - - - - 3.977.405 - 3.977.405 - - - - - -- - - - - - 184.210 - 184.210 6.066.593 - - - - 6.066.593- - - - - - 100.099 - 100.099 6.066.593 - - - - 6.066.593- - - - - - 87.681 - 87.681 - - - - 6.066.593 6.066.593- - - - - - 165.694 - 165.694 - - 6.066.593 - - 6.066.593- - - - - - 54.029.298 - 54.029.298 - - - - - -- - - - - - 10.288.151 - 10.288.151 - - - - - -- - - - - - 3.361.512 - 3.361.512 - 43.326.710 - - - 43.326.710- - - - - - 530.887 - 530.887 - - - 40.793.373 - 40.793.373- - - - - - 190.004 - 190.004 - - - - 14.144.897 14.144.897- - - - - - 1.307.418 - 1.307.418 - - 55.611.108 - - 55.611.108- - - - - - 547.749 - 547.749 - - - - 22.830.628 22.830.628- - - - - - 2.180.810 - 2.180.810 - - - - 22.942.859 22.942.859- - - - - - 15.671.786 - 15.671.786 - - - - 163.885.784 163.885.784- - - - - - 282.892 - 282.892 - - - - 76.406.981 76.406.981- - - - - - 191.716 - 191.716 - - - - 50.934.262 50.934.262- - - - - - 455.387 - 455.387 - - - - 92.464.960 92.464.960- - - - - - 174.976 - 174.976 - - - 38.854.059 - 38.854.059- - - - - - 56.716 - 56.716 - - - 12.593.838 - 12.593.838- - - - - - 403.310 - 403.310 - - - - 41.380.613 41.380.613- - - - - - 443.930 - 443.930 - - - - 47.472.761 47.472.761- - - - - - 295.149 - 295.149 - - - - 33.378.162 33.378.162- - - - - - 247.702 - 247.702 - - - - 28.012.654 28.012.654- - - - 145.068.065 145.068.065 4.098.882 - 4.098.882 - - - - 123.713.346 123.713.346- - - - 49.690.671 49.690.671 1.310.741 - 1.310.741 - - - - 42.390.409 42.390.409- - - - 23.252.023 23.252.023 830.186 - 830.186 - - - - 18.905.448 18.905.448- - - - - - 4.361.016 121.350.000 125.711.016 - - - - - -- - - - 275.784.382 275.784.382 - 2.177.558 2.177.558 - - - - 234.941.377 234.941.377

5.330.851 5.330.851 5.330.851 5.330.851 39.700.607 61.024.011 - 6.054.055 6.054.055 5.122.437 5.122.437 5.122.437 5.122.437 42.939.415 63.429.163- - - - 252.733.016 252.733.016 - 508.451 508.451 - - - 22.388.273 220.251.255 242.639.528

5.330.851 5.330.851 5.330.851 5.330.851 786.228.764 807.552.168 106.269.033 130.098.072 236.367.105 17.255.623 48.449.147 66.800.138 129.780.059 1.294.203.096 1.556.488.063

31-12-2014



Más de Cinco Años

Total No Corriente

Menos de 90 días

más de 90 días

Total Corriente

Uno a Dos Años

Dos a Tres Años

Tres a Cuatro

Años


Más de Cinco Años

Total No Corriente

2.214.260 9.742.220 18.828.460 - 1.470.563 1.470.563 2.427.000 1.566.150 1.667.950 1.776.367 10.215.436 17.652.903

- - - 2.122.504 6.312.384 8.434.888 8.416.512 13.307.187 21.723.699

- - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - -

18.828.460 9.905.451 39.376.602


En anexo N° 5, letra c), se desglosa un detalle de la estimación de flujos futuros de caja (no descontados) que el Grupo de-

berá desembolsar respecto a los arrendamientos financieros arriba mencionados.

Individualización de Otros Préstamos por Deudor.

RutEmpresaDeudora


PaísEmpresaDeudora

RutEntidadAcreedora

NombredelAcreedor


TipodeMoneda


31-12-2015Corriente

Menos de 90

días

más de 90 días

Total Corriente

Uno a Dos Años

Dos a Tres Años

Tres a Cuatro

Años

ExtranjeraCentral Costanera S.A.

Argentina ExtranjeraMitsubishi (deuda garantizada)

Argentina US$ 0,25% - - - - - -

ExtranjeraCentral Costanera S.A.

Argentina Extranjera Otros Argentina $ Arg 17,29% - - - - - -

Extranjero Hidroinvest S.A. Argentina Extranjero Otros Argentina US$ 2,33% - - - - - -

ExtranjeroEndesa Argentina S.A.

Argentina Extranjero Otros Argentina $ Arg 30,00% - - - - - -

ExtranjeroHidroeléctrica El Chocón S.A.

Argentina Extranjero Otros Argentina $ Arg 22,97% - - - - - -

Total M$ -

En anexo N° 5, letra d), se desglosa un detalle de la estimación de flujos futuros de caja (no descontados) que el Grupo de-

berá desembolsar respecto a otros préstamos arriba mencionados.

18.5 Deuda de coberturaDe la deuda en de Endesa Chile, al 31 de diciembre de 2015, M$ 814.080.185 están relacionados a la cobertura de los flujos

de caja futuros por los ingresos de la actividad del Grupo que están vinculados al dólar (véase Nota3.m.) Al 31 de diciembre

de 2014 dichos montos ascendía a $ 608.113.125.

El movimiento al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 en el rubro “Patrimonio total: Reservas de Coberturas” por las dife-

rencias de cambio de esta deuda ha sido el siguiente:

RESERVAS DE COBERTURAS31-12-2015

M$31-12-2014

M$31-12-2013

M$Saldo en reservas de coberturas (hedge ingresos) al inicio del ejercicio (64.530.211) 2.365.784 57.592.447Diferencias de cambio registradas en patrimonio neto (70.199.670) (53.502.315) (41.334.780)Imputación de diferencias de cambio a ganancias (pérdidas) 6.438.134 (13.702.068) (13.763.582)Diferencias de conversión (73.961) 308.388 (128.301)

Traspaso a activos para su disposición mantenidos para la venta (*) 5.916.984 - -

Saldo en reservas de coberturas (hedge ingresos) (122.448.724) (64.530.211) 2.365.784

(*) Corresponde a los efectos generados por la deuda financiera de Edegel.


18.6 Otros aspectosAl 31 de diciembre de 2015 y 2014, Endesa Chile disponía de líneas de crédito de largo plazo disponibles en forma

incondicional por M$ 142.032.000 y M$ 179.926.296 respectivamente.

31-12-2014No Corriente Corriente No Corriente


Más de Cinco Años

Total No Corriente

Menos de 90 días

más de 90 días

Total Corriente

Uno a Dos Años

Dos a Tres Años

Tres a Cuatro

Años


Más de Cinco Años

Total No Corriente

- - - - 2.391.399 2.391.399 7.362.677 7.362.678 7.362.678 4.532.769 - 26.620.802

- - - - 3.099.889 3.099.889 - - - - - -

- - - - 331.927 331.927 - - - - - -

- - - 32.719 - 32.719 - - - - - -

- - - 513.496 - 513.496 9.409.123 - - - - 9.409.123

- 6.369.430 36.029.925


Cumpliendo la política actual de cobertura de tasa de interés,

el porcentaje de deuda fija y/o protegida por sobre la deuda

neta total, se situó en 96% al 31 de diciembre de 2015.

Dependiendo de las estimaciones del Grupo y de los objeti-

vos de la estructura de deuda, se realizan operaciones de

cobertura mediante la contratación de derivados que miti-

guen estos riesgos. Los instrumentos utilizados actualmen-

te para dar cumplimiento a la política, corresponden a swaps

de tasa que fijan desde tasa variable a fija.

La estructura de deuda financiera del Grupo Endesa Chile según

tasa de interés fija y/o más protegida y variable sobre deuda

neta total, después de derivados contratados, es la siguiente:

Posición neta:

31-12-2015%

31-12-2014%

Tasa de interés fijo 96% 96%

Tasa de interés variable 4% 4%

Total 100% 100%

19.2 Riesgo de tipo de cambioLos riesgos de tipos de cambio se corresponden, fundamen-

talmente, con las siguientes transacciones:

> Deuda contratada por sociedades del Grupo denominada

en moneda diferente a la cual están indexados sus flujos.

> Pagos a realizar por adquisición de materiales asociados a

proyectos y pagos de pólizas de seguros corporativos en

moneda diferente a la cual están indexados sus flujos.

> Ingresos en sociedades del Grupo que están directamen-

te vinculados a la evolución de monedas distintas a la de

sus flujos.

Con el objetivo de mitigar el riesgo de tipo de cambio, el

Grupo Endesa Chile busca mantener un equilibrio entre los

flujos indexados a US$ y los niveles de activos y pasivos en

dicha moneda. El objetivo es minimizar la exposición de los

flujos al riesgo de variaciones en tipo de cambio.

Nota 19Política de Gestión de Riesgos

Las empresas del Grupo están expuestas a determinados

riesgos que gestiona mediante la aplicación de sistemas de

identificación, medición, limitación de concentración y su-

pervisión.

Entre los principios básicos definidos por el Grupo en el es-

tablecimiento de su política de gestión de los riesgos desta-

can los siguientes:


> Cumplir estrictamente con todo el sistema normativo del

Grupo.


I. Los mercados en los que puede operar en función de

los conocimientos y capacidades suficientes para


II. Criterios sobre contrapartes.

III. Operadores autorizados.

> Los negocios y áreas corporativas establecen para cada

mercado en el que operan su predisposición al riesgo de

forma coherente con la estrategia definida.

> Todas las operaciones de los negocios y áreas corporati-

vas se realizan dentro de los límites aprobados en cada

caso.

> Los negocios, áreas corporativas, líneas de negocio y em-

presas establecen los controles de gestión de riesgos

necesarios para asegurar que las transacciones en los

mercados se realizan de acuerdo con las políticas, nor-

mas y procedimientos de Endesa Chile.

19.1 Riesgo de tasa de interésLas variaciones de las tasas de interés modifican el valor

razonable de aquellos activos y pasivos que devengan

una tasa de interés fija, así como los flujos futuros de los

activos y pasivos referenciados a una tasa de interés va-

riable.

El objetivo de la gestión del riesgo de tasas de interés es

alcanzar un equilibrio en la estructura de la deuda, que per-

mita minimizar el costo de la deuda con una volatilidad redu-

cida en el estado de resultados.


por montos suficientes para soportar las necesidades

proyectadas para un período que está en función de la

situación y expectativas de los mercados de deuda y de

capitales.

Las necesidades proyectadas antes mencionadas, inclu-

yen vencimientos de deuda financiera neta, es decir, des-

pués de derivados financieros. Para mayor detalle respec-

to a las características y condiciones de las deudas

financieras y derivados financieros (ver notas 18, 20 y

anexo N° 6)

Al 31 de diciembre de 2015, el Grupo Endesa Chile presenta

una liquidez de M$ 37.425.233 en efectivo y otros medios

equivalentes y M$ 142.032.000 en líneas de crédito de largo

plazo disponibles de forma incondicional. Al 31 de diciembre

de 2014, el Grupo Endesa Chile tenía una liquidez de M$

38.186.573 en efectivo y otros medios equivalentes y M$

179.926.296 en líneas de crédito de largo plazo disponibles

de forma incondicional.

19.5 Riesgo de crédito.El Grupo Endesa Chile realiza un seguimiento detallado del

riesgo de crédito.

Cuentas por cobrar comerciales:

En lo referente al riesgo de crédito correspondiente a las

cuentas a cobrar provenientes de la actividad comercial,

este riesgo es históricamente muy limitado dado que el cor-

to plazo de cobro a los clientes hace que no acumulen indi-

vidualmente montos muy significativos.

Frente a falta de pago es posible proceder al corte del sumi-

nistro, y en casi todos los contratos se establece como cau-

sal de término de contrato el incumplimiento de pago. Para

este fin se monitorea constantemente el riesgo de crédito y

se miden los montos máximos expuestos a riesgo de pago

que, como está dicho, son limitados.

Activos de carácter financiero:

Las inversiones de excedentes de caja se efectúan en enti-

dades financieras nacionales y extranjeras de primera línea

(con calificación de riesgo equivalente a grado de inversión,

en la medida de lo posible) con límites establecidos para

cada entidad.

Los instrumentos utilizados actualmente para dar cumpli-

miento a la política corresponden a swaps de moneda y

forwards de tipo de cambio.

19.3 Riesgo de “commodities”El Grupo Endesa Chile se encuentra expuesto al riesgo de la

variación del precio de algunos “commodities”, fundamental-

mente a través de:

> Compras de combustibles en el proceso de generación

de energía eléctrica.

> Operaciones de compra-venta de energía que se realizan

en mercados locales.

Con el objeto de reducir el riesgo en situaciones de extrema

sequía, el Grupo ha diseñado una política comercial, defi-

niendo niveles de compromisos de venta acordes con la ca-

pacidad de sus centrales generadoras en un año seco, e in-

cluyendo cláusulas de mitigación del riesgo en algunos

contratos con clientes libres, y en el caso de los clientes re-

gulados sometidos a procesos de licitación de largo plazo,

determinando polinomios de indexación que permitan redu-

cir la exposición a commodities.

En consideración a las condiciones operativas que enfrenta

el mercado de la generación eléctrica en Chile, sequía y vo-

latilidad del precio de los commodities en los mercados in-

ternacionales, la compañía está permanentemente verifican-

do la conveniencia de tomar coberturas para aminorar los

impactos de estas variaciones de precios en los resultados.

Al 31 de diciembre de 2015 habían operaciones swap vigen-

tes por 133 mil barriles de petróleo Brent. Al 31 de diciembre

de 2014 habían operaciones swap vigentes por 266 mil barri-

les de petróleo Brent para enero 2015 y 350 mil MMBTU de

gas Henry Hub para febrero 2015.

De acuerdo a las condiciones operativas que se actualizan

permanentemente, éstas coberturas pueden ser modifica-

das, o incluir otros commodities.

19.4 Riesgo de liquidezEl Grupo mantiene una política de liquidez consistente en

la contratación de facilidades crediticias a largo plazo

comprometidas e inversiones financieras temporales,


ello se ha realizado el estudio de la volatilidad de las variables

de riesgo que afectan al valor de la cartera de posiciones,

respecto al Dólar Americano, incluyendo:


> Las distintas monedas en las que operan nuestras com-

pañías, los índices locales habituales de la práctica banca-

ria.

> Los tipos de cambio de las distintas monedas implicadas

en el cálculo.

El cálculo del Valor en Riesgo se basa en la extrapolación de

escenarios futuros (a un trimestre) de los valores de merca-

do de las variables de riesgo en función de escenarios basa-

dos en observaciones reales para un mismo período (trimes-

tre) durante cinco años.

El Valor en Riesgo a un trimestre con un 95% de confianza

se calcula como el percentil del 5% más adverso de las po-

sibles variaciones trimestrales.

Teniendo en cuenta las hipótesis anteriormente descritas, el

Valor en Riesgo a un trimestre, de las posiciones anterior-

mente comentadas corresponde a M$ 95.917.431.

Estos valores representan el potencial incremento de la car-

tera de deuda y derivados, por lo tanto estos valores en ries-

go están intrínsecamente relacionados, entre otros factores,

al valor de la cartera al final de cada trimestre.

Las colocaciones pueden ser respaldadas con bonos del te-

soro de Chile y/o papeles emitidos por bancos de primera

línea, privilegiando estos últimos por ofrecer mayores retor-

nos (siempre enmarcado en las políticas de colocaciones vi-

gentes).

La contratación de derivados se realiza con entidades de ele-

vada solvencia, nacionales y extranjeras, de manera que to-

das las operaciones se contratan con entidades de clasifica-

ción de riesgo equivalente a grado de inversión.

19.6 Medición del riesgoEl Grupo Endesa Chile elabora una medición del Valor en

Riesgo de sus posiciones de deuda y de derivados financie-

ros, con el objetivo de monitorear el riesgo asumido por la

compañía, acotando así la volatilidad del estado de resulta-

dos.

La cartera de posiciones incluidas a efectos de los cálculos

del presente Valor en Riesgo se compone de:

> Deuda financiera.

> Derivados de cobertura para Deuda.

El Valor en Riesgo calculado representa la posible variación

de valor de la cartera de posiciones descrita anteriormente

en el plazo de un trimestre con un 95% de confianza. Para


Nota 20Instrumentos Financieros

20.1 Clasificación de instrumentos financieros por naturaleza y categoríaa) El detalle de los instrumentos financieros de activo, clasificados por naturaleza y categoría, 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:


Activos financieros

mantenidos para negociar

M$

Inversiones a mantener hasta el vencimiento

M$

Préstamos y cuentas por

cobrarM$

Activos financieros

disponible para la venta

M$

Derivados financieros de

coberturaM$

Instrumentos derivados - - - - 76.703

Otros activos de carácter financiero - 934.852 355.204.957 - -

Total corriente - 934.852 355.204.957 - 76.703

Instrumentos de patrimonio - - - 3.002.257 -

Instrumentos derivados - - - - 18.716.463

Otros activos de carácter financiero - - 35.901 - -

Total no corriente - - 35.901 3.002.257 18.716.463

Total - 934.852 355.240.858 3.002.257 18.793.166


Activos financieros

mantenidos para negociar

M$

Inversiones a mantener hasta el vencimiento

M$

Préstamos y cuentas por

cobrarM$

Activos financieros

disponible para la venta

M$

Derivados financieros de

coberturaM$

Instrumentos derivados 2.958.770 - - - 1.221.342

Otros activos de carácter financiero - 20.669.908 514.497.938 - -

Total corriente 2.958.770 20.669.908 514.497.938 - 1.221.342

Instrumentos de patrimonio - - - 4.203.002 -

Instrumentos derivados 22.002 - - - 3.711.802

Otros activos de carácter financiero - - 141.216.512 - -

Total no corriente 22.002 - 141.216.512 4.203.002 3.711.802

Total 2.980.772 20.669.908 655.714.450 4.203.002 4.933.144

b) El detalle de los instrumentos financieros de pasivo, clasificados por naturaleza y categoría, 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:


Pasivos financieros mantenidos

para negociarM$

Préstamos y cuentas por pagarM$

Derivados financieros de cobertura

M$Préstamos que devengan interés - 18.446.476 -

Instrumentos derivados 9.146.674 - 328.415

Otros pasivos de carácter financiero - 608.479.539 -

Total corriente 9.146.674 626.926.015 328.415

Préstamos que devengan interés - 826.380.628 -

Instrumentos derivados 12.048.542 - 78.768.620

Otros pasivos de carácter financiero - 6.072.872 -

Total no corriente 12.048.542 832.453.500 78.768.620

Total 21.195.216 1.459.379.515 79.097.035



Pasivos financieros mantenidos

para negociarM$

Préstamos y cuentas por pagarM$

Derivados financieros de cobertura

M$Préstamos que devengan interés - 287.550.354 - Instrumentos derivados 2.526.798 - 681.811 Otros pasivos de carácter financiero - 929.823.592 - Total corriente 2.526.798 1.217.373.946 681.811 Préstamos que devengan interés - 1.790.657.084 - Instrumentos derivados 6.286.982 - 28.758.801 Otros pasivos de carácter financiero - 3.711.078 - Total no corriente 6.286.982 1.794.368.162 28.758.801 Total 8.813.780 3.011.742.108 29.440.612

20.2 Instrumentos DerivadosEl Grupo Endesa siguiendo su política de gestión de riesgos, realiza fundamentalmente contrataciones de derivados de tasas

de interés y tipos de cambio.

La Sociedad clasifica sus coberturas en:

> Coberturas de flujos de caja: Aquellas que permiten cubrir los flujos de caja del subyacente cubierto.

> Coberturas de valor razonable: Aquellas que permiten cubrir el valor razonable del subyacente cubierto.

> Derivados no cobertura: Aquellos derivados financieros que no cumplen los requisitos establecidos por las NIIF para ser

designados como instrumentos de cobertura, se registran a valor razonable con cambios en resultados (activos financie-

ros mantenidos para negociar).

a) Activos y pasivos por instrumentos derivados de cobertura

Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, las operaciones de derivados financieros, que califican como instrumentos de cobertura,

implicaron reconocer en el estado de situación financiera activos y pasivos de acuerdo al siguiente detalle:


Activo Pasivo Activo PasivoCorriente

M$No corriente

M$Corriente

M$No corriente

M$Corriente

M$No corriente

M$Corriente

M$No corriente

M$Cobertura de tipo de interés: - - - - - 16.166 14.637 582.788

Cobertura flujos de caja - - 16.166 14.637 582.788 Cobertura de tipo de cambio: 76.703 18.716.463 328.415 78.768.620 1.221.342 3.695.636 667.174 28.176.013

Cobertura de flujos de caja 76.703 18.716.463 328.415 78.768.620 1.221.342 3.695.636 667.174 28.176.013 Total 76.703 18.716.463 328.415 78.768.620 1.221.342 3.711.802 681.811 28.758.801

Información General Relativa a Instrumentos derivados de cobertura

A continuación se detallan los instrumentos derivados financieros de cobertura y subyacente asociado:

Detalle de Instrumentos de Cobertura

Descripción de Instrumento de Cobertura

Descripción de Instrumentos contra los que se cubre

Valor Razonable de Instrumentos contra

los que se cubre

Valor Razonable de Instrumentos contra

los que se cubreNaturaleza de

Riesgos que están cubiertos 31-12-2015

M$31-12-2014

M$

SWAP Tasa de Interés Préstamos Bancarios - (581.259) Flujo de caja

SWAP Tipo de cambio Obligaciones No Garantizadas (Bonos) (60.303.869) (23.926.209) Flujo de caja

Con relación a las coberturas de flujo de caja, al cierre del período terminado al 31 de diciembre de 2015 y 2014, el grupo no

ha reconocido ganancias o pérdidas por inefectividad.


b) Activos y pasivos por instrumentos derivados a valor razonable con cambios en resultados

Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, las operaciones de derivados financieros, que se registran a valor razonable con cambios

en resultados, implicaron reconocer en el estado de situación financiera activos y pasivos de acuerdo al siguiente detalle:


ActivoCorriente

M$

PasivoCorriente

M$

ActivoNo

Corriente M$

PasivoNo

Corriente M$

ActivoCorriente

M$

PasivoCorriente

M$

ActivoNo

Corriente M$

PasivoNo

Corriente M$

Instrumentos derivados no cobertura - 9.146.674 - 12.048.542 2.958.770 2.526.798 22.002 6.286.982

c) Otros antecedentes sobre los instrumentos derivados:

A continuación se presenta un detalle de los derivados financieros contratados por el Grupo al 31 de diciembre de 2015 y

2014, su valor razonable y el desglose por vencimiento, de los valores nocionales o contractuales:

Derivados financieros


Valor razonable

M$

Valor nocional

Antes de 1 Año

M$

1 - 2 Años M$

2 - 3 Años M$

3 - 4 Años M$

4 - 5 Años M$

Total M$

Cobertura de tipo de interés: - - - - - - -Cobertura de flujos de caja - - - - - - -Cobertura de tipo de cambio: (60.303.869) - - - 541.153.412 - 541.153.412Cobertura de flujos de caja (60.303.869) - - - 541.153.412 - 541.153.412Derivados no designados contablemente de cobertura

(21.195.216) 55.337.986 52.761.844 22.737.409 - - 130.837.239

Total (81.499.085) 55.337.986 52.761.844 22.737.409 541.153.412 - 671.990.651

Derivados financieros


Valor razonable

M$

Valor nocional

Antes de 1 Año

M$

1 - 2 Años M$

2 - 3 Años M$

3 - 4 Años M$

4 - 5 Años M$

Total M$

Cobertura de tipo de interés: (581.259) 7.702.083 7.702.083 11.296.190 - - 26.700.356 Cobertura de flujos de caja (581.259) 7.702.083 7.702.083 11.296.190 - - 26.700.356 Cobertura de tipo de cambio: (23.926.209) 7.029.775 - - - 260.451.370 267.481.145 Cobertura de flujos de caja (23.926.209) 7.029.775 - - - 260.451.370 267.481.145 Derivados no designados contablemente de cobertura

(5.833.008) 87.814.734 46.908.791 45.078.924 19.426.499 - 199.228.948

Total (30.340.476) 102.546.592 54.610.874 56.375.114 19.426.499 260.451.370 493.410.449

El monto nocional contractual de los contratos celebrados no representa el riesgo asumido por el Grupo, ya que este monto

únicamente responde a la base sobre la que se realizan los cálculos de la liquidación del derivado.


20.3 Jerarquías del Valor Razonablea) Los instrumentos financieros reconocidos a valor razonable en el estado de posición financiera se clasifican jerárquicamente según los criterios expuestos en Notas 3.g.

La siguiente tabla presenta los activos y pasivos financieros que son medidos a valor razonable al 31 de diciembre de 2015

y 2014:

Instrumentos financieros medidos a valor razonable31-12-2015

M$

Valor razonable medido al final del ejercicio de reporte utilizando:

Nivel 1M$

Nivel 2M$

Nivel 3M$

Activos Financieros Derivados financieros designados como cobertura de flujo de caja 18.793.166 - 18.793.166 -Derivados de commodities designados como cobertura de flujo de caja 20.397 - 20.397 -Activos Financieros disponibles para la venta largo plazo 389 389 - -Total 18.813.952 389 18.813.563 - Pasivos Financieros Derivados financieros designados como cobertura de flujo de caja 79.097.035 - 79.097.035 -Derivados financieros no designados contablemente como cobertura 21.195.216 - 21.195.216 -Total 100.292.251 - 100.292.251 -

Instrumentos financieros medidos a valor razonable31-12-2014

M$

Valor razonable medido al final del ejercicio de reporte utilizando:

Nivel 1M$

Nivel 2M$

Nivel 3M$

Activos Financieros

Derivados financieros designados como cobertura de flujo de caja 4.933.144 - 4.933.144 -Derivados financieros no designados contablemente como cobertura 2.980.772 - 2.980.772 -Activos financiero disponible para la venta largo plazo 425 425 - -

Total 7.914.341 425 7.913.916 -

Pasivos Financieros Derivados financieros designados como cobertura de flujo de caja 29.440.612 - 29.440.612 -Derivados financieros no designados contablemente como cobertura 8.813.780 - 8.813.780 -Total 38.254.392 - 38.254.392 -

b) Instrumentos financieros cuya valorización a valor razonable califica como nivel 3.

La compañía ha realizado cierta operación que implica el registro de un pasivo financiero a valor razonable. Este valor razona-

ble se determina mediante la aplicación de un método tradicional de flujos de caja descontados. Las proyecciones de estos

flujos de caja consideran algunos supuestos desarrollados internamente, los cuales, en lo fundamental, corresponden a es-

timaciones de precios y niveles de producción de energía y potencia a firme y de costos de operación y mantenimiento de

algunas de nuestras centrales.

Ninguno de los posibles escenarios razonables previsibles de las hipótesis indicadas en el párrafo anterior, daría como resul-

tado un cambio significativo en el valor razonable de los instrumentos financieros incluidos en este nivel. El valor razonable

de este pasivo financiero asciende a $ 0 al 31 de diciembre de 2015 y 31 de diciembre de 2014.


Nota 21Cuentas por pagar comerciales y Otras cuentas por pagarEl desglose de este rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:

Corrientes No corrientes

Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar31-12-2015

M$31-12-2014

M$31-12-2015

M$31-12-2014

M$Acreedores comerciales 122.490.300 106.970.790 - -

Otras cuentas por pagar 237.969.309 585.327.556 5.975.686 3.711.078

Total acreedores comerciales y otras cuentas por pagar 360.459.609 692.298.346 5.975.686 3.711.078

El detalle de los acreedores comerciales y otras cuentas por pagar al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:

Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagarCorrientes No corrientes

31-12-2015M$

31-12-2014M$

31-12-2015M$

31-12-2014M$

Proveedores por compra de energía 79.795.564 71.502.579 - -

Proveedores por compra de combustibles y gas 42.694.736 35.468.211 - -

Impuestos o Tributos distintos a la Renta 6.346.470 16.494.464 - -

Cuentas por pagar bienes y servicios 169.583.420 283.735.659 - -

IVA débito fiscal (IGV / ICMS) 3.218.085 13.582.126 - -

Dividendos por pagar a terceros 34.076.876 182.128.890 - -

Reparto de Capital a terceros 1.804.507 - - -

Contrato Mitsubishi (LTSA) 6.402.157 34.214.611 - -

Otras cuentas por pagar 16.537.794 55.171.806 5.975.686 3.711.078

Total acreedores comerciales y otras cuentas por pagar 360.459.609 692.298.346 5.975.686 3.711.078

La descripción de la política de gestión de riesgo de liquidez se expone en Nota 19.4.

El detalle de los pagos al día vencidos al 31 de diciembre de 2015 y 2014 se expone en anexo 8.


Nota 22Provisionesa) El desglose de este rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:

ProvisionesCorrientes No corrientes

31-12-2015M$

31-12-2014M$

31-12-2015M$

31-12-2014M$

Reclamaciones legales 9.798.765 23.866.779 - 388.126Desmantelamiento, restauración (*) - - 50.702.975 28.388.046Provisión Medio Ambiente - 6.689.829 - 77.383Otras provisiones 5.818.849 7.795.380 - -Total 15.617.614 38.351.988 50.702.975 28.853.555

(*) Ver Nota 3.a.

El aumento de las provisiones por desmantelamientos en 2015 se origina por el hecho que, considerando la nueva institucio-

nalidad ambiental en Chile, durante el último tiempo se han venido aclarando los alcances de los derechos y obligaciones

asociadas a las licencias ambientales. En función de lo anterior, las provisiones se han ido ajustando para reflejar la mejor

estimación a la fecha de cierre de los estados financieros.

El monto y fecha esperados de cualquier desembolso de efectivo relacionado con las provisiones anteriores es incierto y

dependen de la resolución de materias específicas relacionadas con cada una de ellas. Por ejemplo, en el caso específico de

los litigios, esto depende de la resolución final de la reclamación legal correspondiente. La Administración considera que las

provisiones reconocidos en los estados financieros cubren adecuadamente los correspondientes riesgos.

b) El movimiento de las provisiones al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:

Movimientos en Provisiones

Por Reclamaciones

LegalesM$

Por Desmantelamiento,

Restauración M$

Medio Ambiente

M$

Otras Provisiones

M$

TotalM$

Saldo Inicial al 01 de enero de 2015 24.254.905 28.388.046 6.767.212 7.795.380 67.205.543Movimientos en Provisiones Provisiones Adicionales - 23.678.951 - - 23.678.951Incremento (Decremento) en Provisiones Existentes (7.886.540) 89.280 103.641.796 2.416.314 98.260.850Provisión Utilizada (329.563) - - - (329.563)Incremento por Ajuste del Valor del Dinero en el Tiempo 95.164 2.029.978 (109.582) 64.829 2.080.389Diferencia de Conversión Cambio de Moneda Extranjera (866.814) 82.695 (6.457.892) (1.924.463) (9.166.474)Operaciones Discontinuadas (5.468.387) (3.565.975) (103.841.534) (2.533.211) (115.409.107)Total Movimientos en Provisiones (14.456.140) 22.314.929 (6.767.212) (1.976.531) (884.954)

Saldo Final al 31 de diciembre de 2015 9.798.765 50.702.975 - 5.818.849 66.320.589

Movimientos en Provisiones

Por Reclamaciones

LegalesM$

Por Desmantelamiento,

RestauraciónM$

Medio Ambiente

M$

Otras Provisiones

M$

TotalM$

Saldo Inicial al 01 de enero de 2014 9.764.679 20.267.967 12.139.002 9.176.319 51.347.967 Movimientos en Provisiones

Provisiones Adicionales - 6.684.278 - - 6.684.278 Incremento (Decremento) en Provisiones Existentes 16.963.084 - (4.608.836) (134.664) 12.219.584 Provisión Utilizada (2.361.954) - - - (2.361.954)Incremento por Ajuste del Valor del Dinero en el Tiempo - 1.205.276 - 62.493 1.267.769 Diferencia de Conversión Cambio de Moneda Extranjera (110.904) 230.525 (762.954) (1.308.768) (1.952.101)Total Movimientos en Provisiones 14.490.226 8.120.079 (5.371.790) (1.380.939) 15.857.576

Saldo Final al 31 de diciembre de 2014 24.254.905 28.388.046 6.767.212 7.795.380 67.205.543


Nota 23Obligaciones por Beneficios Post Empleo.

23.1 Aspectos generalesEndesa Chile y algunas de sus filiales radicadas en Chile,

Colombia, Perú y Argentina otorgan diferentes planes de be-

neficios post empleo bien a todos o a una parte de sus tra-

bajadores activos o jubilados, los cuales se determinan y

registran en los estados financieros siguiendo los criterios

descritos en la Nota 3.I.1. Estos beneficios se refieren princi-

palmente a:

> Beneficios de prestación definida:

Pensión complementaria: Otorga al beneficiario el dere-

cho a percibir un monto mensual que complementa la

pensión que obtiene de acuerdo al régimen establecido

por el respectivo sistema de seguridad social.

Indemnizaciones por años de servicios: El beneficiario

percibe un determinado número de sueldos contractua-

les en la fecha de su retiro. Este beneficio se hace exigi-

ble una vez que el trabajador ha prestado servicios duran-

te un período mínimo de tiempo que, dependiendo de la

compañía, varía en un rango desde 5 a 15 años.

Suministro energía eléctrica: El beneficiario recibe una

bonificación mensual, que cubre una parte de la factura-

ción por su consumo domiciliario.

Beneficio de salud: El beneficiario recibe una cobertura

adicional a la proporcionada por el régimen previsional.

> Otros Beneficios:

Quinquenios: Es un beneficio que tienen ciertos emplea-

dos cada 5 años y se devenga a partir del segundo año.

Cesantías: Es una prestación social que se paga inde-

pendientemente de que el empleado sea despedido o

se retire. Este beneficio es de causación diaria y se liqui-

da en el momento de terminación del contrato (aunque

la ley permite hacer retiros parciales para vivienda y es-

tudio).

Premios por antigüedad: Existe un convenio de otorgar

a los trabajadores (“sujetos al convenio colectivo”) una

gratificación extraordinaria por tiempo de servicios, en la

oportunidad que el trabajador cumpla con acumular un

período equivalente a cinco años de labor efectiva.

> Beneficios de aportación definida:

La compañía realiza aportaciones definidas con el pro-

pósito de que el beneficiario reciba complementos adi-

cionales por pensión de jubilación, invalidez o falleci-

miento.

Al 31 de diciembre de 2015, los pasivos por beneficios post

empleo de las filiales extranjeras de Endesa Chile han sido

reclasificados a mantenidos para distribuir a los propietarios.

De la misma forma, sus resultados por los ejercicios 2015,

2014 y 2013 han sido reclasificados a operaciones disconti-

nuadas.(Ver Notas 3.j y 4.1)

23.2 Aperturas, movimientos y presentación de estados financierosa) Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, el saldo de las obligaciones post empleo por prestaciones definidas se resume como sigue:

31-12-2015

M$31-12-2014

M$31-12-2013

M$Obligaciones post empleo 15.271.416 43.461.827 40.868.802

Total 15.271.416 43.461.827 40.868.802

Porción no corriente 15.271.416 43.461.827 40.868.802


b) El movimiento de las obligaciones post empleo por prestaciones definidas al 31 de diciembre de 2015 y 31 de diciembre de 2014 es el siguiente:

Valor actuarial de las Obligaciones post empleo M$

Saldo Inicial al 1 de enero de 2014 40.868.802

Costo del servicio corriente 1.306.750

Costo por intereses 3.043.960

(Ganancias) pérdidas actuariales que surgen de cambios en las suposiciones financieras 2.177.069

(Ganancias) pérdidas actuariales que surgen de cambios en los ajustes por experiencia 2.503.001

Diferencia de conversión de moneda extranjera (1.864.029)

Contribuciones pagadas (5.554.487)

Costo de servicio pasado 478.603

Combinaciones de Negocios Obligación de Planes de Beneficios Definidos 1.297.048

Transferencia de personal (692.467)

Transferencia a mantenidos para la venta (102.423)

Saldo al 31 de diciembre de 2014 43.461.827

Costo del servicio corriente 2.271.559

Costo por intereses 3.320.289

(Ganancias) pérdidas actuariales que surgen de cambios en las suposiciones financieras (82.320)

(Ganancias) pérdidas actuariales que surgen de cambios en los ajustes por experiencia 298.968

Diferencia de conversión de moneda extranjera (3.557.400)

Contribuciones pagadas (8.839.400)

Costos de servicios pasados (523)

Transferencia de personal (53.242)

Traspaso a pasivos mantenidos para distribuir a los propietarios (ver nota 4.1) (21.548.342)

Saldo al 31 de diciembre de 2015 15.271.416

Los costos del servicio corriente relacionados con las operaciones continuadas de Endesa Chile ascendieron a

M$ 1.063.547, M$ 1.291.996 y M$ 722.800 al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, respectivamente. Por otra

parte, los costos por intereses relacionados con las operaciones continuadas ascendieron a M$ 759.311, M$

785.598 y M$ 800.020 al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, respectivamente. Finalmente, la pérdidas

actuariales relacionadas con las operaciones continuadas ascendieron a M$ 830.089 M$ 3.620.399 y M$

1.731.559 al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, respectivamente.

Las Compañías del Grupo no realizan contribuciones en fondos destinados a financiar el pago de estos benefi-

cios.

c) Los montos registrados en los resultados consolidados integrales al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 son los siguientes:

Total Gasto Reconocido en el Estado de Resultados Integrales31-12-2015

M$31-12-2014

M$31-12-2013

M$Costo del servicio corriente de plan de prestaciones definidas 2.271.559 1.306.750 1.252.990

Costo por intereses de plan de prestaciones definidas 3.320.289 3.043.960 2.546.022

Costo de servicio pasado (523) 487.603 -

Total gasto reconocido en el estado de resultados 5.591.325 4.838.313 3.799.012

Ganancias (pérdidas) por nuevas mediciones de planes de beneficios definidos 216.648 4.680.070 3.618.423

Total gasto reconocido en el estado de resultados integrales 5.807.973 9.518.383 7.417.435


23.3 Otras revelacionesHipótesis actuariales:

Las hipótesis utilizadas para el cálculo actuarial de los beneficios de prestación definida son los siguientes al 31

de diciembre de 2015 y 2014:

Chile Colombia Argentina Perú

31-12-2015 31-12-2014 31-12-2015 31-12-2014 31-12-2015 31-12-2014 31-12-2015 31-12-2014

Tasas de descuento utilizadas 4,95% 4,60% 7,25% 7,04% 5,50% 5,50% 7,60% 6,35%Tasa esperada de incrementos salariales 4,00% 4,00% 4,20% 4,00% 0,00% 0,00% 3,00% 3,00%

Tablas de mortalidad RV 2009 RV 2009 RV 2008 RV 2008 RV 2004 RV 2004 RV 2009 RV 2009

Sensibilización:

Al 31 de diciembre de 2015, la sensibilidad del valor del pasivo actuarial por beneficios post empleo ante varia-

ciones de 100 puntos básicos en la tasa de descuento supone una disminución de M$922.260 (M$ 3.064.996

al 31 de diciembre de 2014) en caso de un alza en la tasa y un aumento de M$1.057.543 (M$ 3.616.170 al 31

de diciembre de 2014) en caso de una baja de la tasa.

Desembolso futuro

Según la estimación disponible, los desembolsos previstos para atender los planes de prestación definida para

el próximo año asciende a M$2.432.890.

Duración de los compromisos

El promedio ponderado de la duración de las Obligaciones para el Grupo Endesa Chile corresponde a 7,74 años

y el flujo previsto de prestaciones para los próximos 5 y más años es como sigue:

Años M$

1 2.432.890

2 1.437.793

3 1.175.531

4 1.575.504

5 1.134.820

más de 5 7.174.896

23.4 Otras informaciones relativa a operación Discontinuadas.Aportaciones Definidas

Las aportaciones realizadas a los planes de aportación definida, se registran directamente en el rubro “gastos

de personal” en el estado de resultados consolidados. Los montos registrados en EDEGEL por este concepto

son M$ 637.368, M$ 586.839 y M$ 425.242 al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, respectivamente.


Nota 24Patrimonio Total

24.1 Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora.

24.1.1 Capital suscrito y pagado y número de acciones

Al 31 de diciembre de 2015 y 2014 el capital social de Endesa Chile, asciende a M$ 1.331.714.085 y está

representado por 8.201.754.580 acciones de valor nominal totalmente suscritas y pagadas que se encuen-

tran admitidas a cotización en las Bolsa de Comercio de Santiago de Chile, Bolsa Electrónica de Chile, Bolsa

de Valores de Valparaíso, Bolsa de Comercio de Nueva York (NYSE) y Bolsa de Valores Latinoamericanos de

la Bolsa de Madrid (LATIBEX). Estas cifras no han sufrido ninguna variación durante el período 2015 y ejerci-

cio 2014.

La prima de emisión corresponde al sobreprecio en colocación de acciones originado en las operaciones de

aumento de capital ocurrida en los años 1986 y 1994 por un monto de M$ 206.008.557.

24.1.2 Dividendos

La Junta General de Accionistas de Endesa Chile, celebrada el 22 de Abril de 2014, acordó distribuir un dividen-

do mínimo obligatorio (parcialmente integrado por el dividendo provisorio N° 57), y un dividendo adicional, que

ascendió a un total de $20,39541. Atendido que el mencionado dividendo provisorio N° 57 fue pagado con fe-

cha 27 de enero de 2015, se procedió a distribuir y pagar el remanente del dividendo definitivo N°58 ascenden-

te a $16,95495 con fecha 25 de mayo de 2015.

La junta General de Accionistas de Endesa Chile, celebrada el 27 de Abril de 2015, aprobó como Política de

Dividendos, que el directorio espera cumplir durante el ejercicio 2015, distribuir como dividendo definitivo un

monto equivalente al 50% de las utilidades liquidas del ejercicio 2015, de hasta un 15% de las utilidades líqui-

das al 30 de septiembre de 2015, según muestren los estados financieros a dicha fecha, el cual fue pagado con

fecha 26 de Enero de 2016.

El dividendo definitivo corresponderá al que define la junta ordinaria de accionistas, la que se realizará durante

el primer cuatrimestre del año 2016.

El cumplimiento del programa antes señalado quedará condicionado, en materia de dividendos, a las utilidades

que realmente se obtengan, así como también a los resultados que señalen las proyecciones que periódica-

mente efectúa la Sociedad, o a la existencia de determinadas condiciones, según corresponda.


A continuación se presentan los dividendos pagados por la Sociedad en los últimos años:

N° Dividendo Tipo de Dividendo Fecha de Pago Pesos por Acción Imputado al Ejercicio

49 Provisorio 26/1/11 6,42895 2010

50 Definitivo 11/5/11 26,09798 2010

51 Provisorio 19/1/12 5,08439 2011

52 Definitivo 17/5/12 22,15820 2011

53 Provisorio 24/1/13 3,04265 2012

54 Definitivo 9/5/13 11,24302 2012

55 Provisorio 31/1/14 3,87772 2013

56 Definitivo 15/5/14 17,69856 2013

57 Provisorio 27/1/15 3,44046 2014

58 Definitivo 25/5/15 16,95495 2014

59 Provisorio 29/1/16 3,55641 2015

24.2 Reservas por diferencias de cambio por conversiónEl detalle por sociedades de las diferencias de cambio por conversión de la controladora, del estado de situa-

ción financiera consolidado al 31 de diciembre de 2015 , 2014 y 2013 es el siguiente:

Diferencias de cambio por conversión acumuladas

31 de diciembre de 2015M$



Emgesa S.A. E.S.P. - 69.075.372 89.562.631Generandes Perú - 69.304.036 38.809.462Inversiones GasAtacama Holding Ltda. 16.780.346 19.881.460 11.075.533Hidroeléctrica El Chocón S.A. - (53.592.631) (46.868.871)Endesa Argentina S.A. - (13.561.202) (13.287.564)Central Costanera S.A. - 10.185.346 7.083.247Enel Brasil S.A. - (105.465.588) (122.479.241)GNL Quintero S.A. (1.164.922) (3.824.104) (5.035.164)Otros 3.037.542 (3.412.559) (4.469.624)TOTAL 18.652.966 (11.409.870) (45.609.591)

24.3 Gestión del capital

El objetivo de la compañía en materia de gestión de capital es mantener un nivel adecuado de capitalización,

que le permita asegurar el acceso a los mercados financieros para el desarrollo de sus objetivos de mediano y

largo plazo, optimizando el retorno a sus accionistas y manteniendo una sólida posición financiera.

24.4 Restricciones a la disposición de fondos de las filialesLa compañía tiene algunas filiales que deben cumplir con ciertos ratios financieros o covenants, los cuales re-

quieren poseer un nivel mínimo de patrimonio o contienen otras características que restringen la transferencia

de activos a la matriz. La participación de la compañía en los activos netos restringidos al 31 de diciembre de

2015 de sus filiales Edegel y Chocón corresponden a M$ 63.188.793 y M$ 102.591.323, respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2015, los activos y pasivos de Edegel y Chocón han sido clasificados como activos o

grupo de activos mantenidos para distribuir a los propietarios.(Ver nota 4.1)


24.5 Otras Reservas.Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 la naturaleza y destino de las Otras Reservas es el siguiente:

Saldo al

1 de enero de 2015M$

Movimiento 2015M$

Saldo al 31 de diciembre de 2015

M$Diferencias de cambio por conversión (11.409.870) 30.062.836 18.652.966

Coberturas de flujo de caja (117.559.279) (88.132.296) (205.691.575)

Remedición de activos financieros disponibles para la venta (1.020) (26) (1.046)Resultado integral de activos mantenidos para distribuir a los propietarios - (201.150.142) (201.150.142)

Otras reservas varias (719.216.262) (500.044) (719.716.306)

TOTAL (848.186.431) (259.719.672) (1.107.906.103)

Saldo al


Movimiento 2014M$


M$Diferencias de cambio por conversión (45.609.591) 34.199.721 (11.409.870)

Coberturas de flujo de caja (15.595.990) (101.963.289) (117.559.279)

Remedición de activos financieros disponibles para la venta 3.716 (4.736) (1.020)

Otras reservas varias (732.764.785) 13.548.523 (719.216.262)

TOTAL (793.966.650) (54.219.781) (848.186.431)

Saldo al


Movimiento 2013M$


M$Diferencias de cambio por conversión (25.411.914) (20.197.677) (45.609.591)

Coberturas de flujo de caja 47.991.711 (63.587.701) (15.595.990)

Remedición de activos financieros disponibles para la venta 3.629 87 3.716

Otras reservas varias (728.439.301) (4.325.484) (732.764.785)

TOTAL (705.855.875) (88.110.775) (793.966.650)

> Reserva de diferencias de cambio por conversión: Provienen fundamentalmente de las diferencias de cam-

bio que se originan en:

– La conversión de nuestras filiales que tienen moneda funcional distinta al peso chileno (ver Nota 2.6.3).

– La valorización de las plusvalías surgidas en la adquisición de sociedades con moneda funcional distinta

al peso chileno (ver Nota 3.b).

> Cobertura de flujo de caja: Representan la porción efectiva de aquellas transacciones que han sido designa-

das como coberturas de flujos de efectivo (ver Notas 3.f.5 y 3.m).

> Remedición de activos financieros disponibles para la venta: Representan las variaciones del valor razona-

ble, netas de su efecto fiscal de las Inversiones disponibles para la venta (ver Nota 3.f.1).

> Otras reservas varias:

Los saldos incluidos en este rubro corresponden fundamentalmente a los siguientes conceptos:

I. En cumplimiento de lo establecido en el Oficio Circular N° 456 de la Superintendencia de Valores y Se-

guros de Chile, se ha incluido en este rubro la corrección monetaria del capital pagado acumulada desde

la fecha de nuestra transición a NIIF, 1 de enero de 2004, hasta el 31 de diciembre de 2008.

Cabe mencionar que si bien es cierto la Sociedad adoptó las NIIF como su norma contable estatutaria

a contar del 1 de enero de 2009, la fecha de transición a la citada norma internacional fue la misma

utilizada por su Matriz Endesa, S.A., esto es 1 de enero de 2004. Lo anterior, en aplicación de la exen-

ción prevista para tal efecto en la NIIF 1 “Adopción por primera vez”.

II. Diferencias de cambio por conversión existente a la fecha de transición a NIIF (exención NIIF 1 “Adop-

ción por primera vez”).

III. Efectos provenientes de combinaciones de negocios bajo control común, principalmente explicadas por

la creación del holding Enel Brasil S.A. en 2005 y la fusión de nuestras filiales colombianas Emgesa y

Betania en 2007.


24.6 Participaciones no controladoras.El detalle de las principales participaciones no controladoras es el siguiente:

Compañías% Particip.

no controladoras

Participación de Control

Patrimonio Ganacias (Pérdidas)

31-12-2015M$

31-12-2014M$

31-12-2015M$

31-12-2014M$

31-12-2013M$

Empresa Eléctrica Pehuenche S.A. 7,35% 10.900.863 12.597.077 8.674.207 10.522.428 8.415.147

Compañía Eléctrica Tarapacá S.A. 3,79% 20.589.138 18.668.968 2.840.348 4.144.136 443.878

Endesa Eco S.A. (*) - - - - - 819.958

Compañía Eléctrica San Isidro S.A. (*) - - - - - 2.344.323

Emgesa S.A. E.S.P. 73,13% 584.922.225 536.351.255 154.959.234 211.210.105 168.793.015

Generandes Perú 39,00% 118.101.218 116.762.865 19.466.375 22.882.930 17.074.639

Edegel S.A.A 16,40% 91.467.160 90.506.207 15.078.085 17.790.998 13.397.572

Chinango S.A.C. 20,00% 14.268.911 14.707.216 3.042.018 3.002.284 2.033.307

Central Costanera S.A. 24,32% 3.759.405 5.197.207 (242.897) 11.072.950 (7.538.477)

Hidroeléctrica El Chocón S.A. 32,33% 48.208.347 26.841.549 35.783.793 3.538.006 3.557.468

Otras - 3.482.905 1.973.513 2.551.535 252.534 238.628 TOTAL 895.700.172 823.605.857 242.152.698 284.416.371 209.579.458

* Con fecha 1 de septiembre de 2013, Compañía Eléctrica San Isidro S.A. fue fusionada por Endesa Eco S.A. y con fecha 1 de no-viembre de 2013 Endesa Eco S.A. fue fusionada por Compañía Eléctrica de Tarapacá S.A., siendo esta última la continuadora legal.


Nota 25Ingresos de Actividades Ordinarias y Otros ingresosEl detalle de este rubro de la cuenta de resultados al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 es el siguiente:

Ingresos Ordinarios

Saldo al

31-12-2015 M$

31-12-2014 Re-expresados

M$ (*)

31-12-2013Re-expresados

M$ (*)Ventas de energía 1.474.818.366 1.155.805.379 860.581.278 Generación 1.474.818.366 1.155.805.379 860.581.278

Clientes Regulados 1.067.435.085 760.297.236 664.184.624 Clientes no Regulados 264.113.111 274.937.535 156.628.497 Ventas de Mercado Spot 140.339.721 98.450.911 27.394.359 Otros Clientes 2.930.449 22.119.697 12.373.798

Otras ventas 24.293.133 11.062.697 25.273.582 Ventas de gas 16.492.734 4.721.305 25.261.022 Ventas de productos y servicios 7.800.399 6.341.392 12.560

Otras prestaciones de servicios 40.866.012 42.928.659 82.416.495

Peajes y trasmisión 34.734.375 24.835.318 63.761.602 Arriendo equipos de medida - 290.887 48.063 Otras prestaciones 6.131.637 17.802.454 18.606.830

Total Ingresos ordinarios 1.539.977.511 1.209.796.735 968.271.355

Otros Ingresos de Explotación

Saldo al

31-12-2015 M$


M$ (*)


M$ (*)Otros Ingresos 3.832.806 21.178.089 1.765.996 Total Otros Ingresos de explotación 3.832.806 21.178.089 1.765.996



Nota 26Materias Primas y Consumibles utilizadosEl detalle de este rubro de la cuenta de resultados al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 es el siguiente:

Materias primas y consumibles utilizados

Saldo al

31-12-2015 M$


M$ (*)


M$ (*)Compras de energía (320.731.795) (288.442.686) (124.419.095)Consumo de combustible (327.502.996) (305.479.173) (211.612.174)Gastos de transporte (179.691.471) (142.831.143) (149.447.930)Otros aprovisionamientos variables y servicios (52.964.961) (13.463.669) (9.416.735)Total Materias primas y consumibles utilizados (880.891.223) (750.216.671) (494.895.934)


Nota 27Gastos por Beneficios a los EmpleadosLa composición de esta partida al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 es la siguiente:

Gastos de personal

Saldo al

31-12-2015 M$


M$ (*)


M$ (*)

Sueldos y salarios (57.501.658) (58.145.903) (56.903.237)

Gasto por obligación por beneficios post empleo (1.063.547) (1.291.995) (722.800)

Servicio seguridad social y otras cargas sociales (12.404.152) (5.422.067) (5.674.802)

Total (70.969.357) (64.859.965) (63.300.839)



Nota 28Gastos por Depreciación, Amortización y Pérdidas por DeterioroEl detalle de este rubro de la cuenta de resultados al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 , es el si-

guiente:

Saldo al

31-12-2015 M$


M$ (*)


M$ (*)Depreciaciones (***) (123.336.695) (98.313.923) (90.060.652)

Amortizaciones (1.498.864) (2.990.986) (2.580.352)

Subtotal (124.835.559) (101.304.909) (92.641.004)

Reverso (pérdidas) por deterioro (**) 9.793.652 (12.461.456) 64.138

Total (115.041.907) (113.766.365) (92.576.866)

(**) Pérdidas por deterioro

Saldo al

31-12-2015 M$


M$ (*)


M$ (*)Reversión (Pérdida) por deterioro activos financieros (ver Nota 9.C) (371.558) 120.491 64.138

(Pérdida) por deterioro activo fijo 10.165.210 (12.581.947) -

Total 9.793.652 (12.461.456) 64.138

(*) Ver Nota 4.1.II.iii)(***) Ver Nota 16.b


Nota 29Otros Gastos por Naturaleza

El detalle de este rubro de la cuenta de resultados al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, es el siguiente:

Otros gastos por naturaleza

Saldo al

31-12-2015M$


M$ (*)


M$ (*)Servicios profesionales independientes y externalizados (35.580.482) (25.679.586) (20.512.663)

Otros Suministros y Servicios (17.249.969) (15.000.018) (8.915.561)

Primas de seguros (14.750.997) (11.189.610) (8.899.768)

Tributos y tasas (5.897.231) (4.118.235) (8.759.890)

Reparaciones y conservación (3.277.318) (2.237.638) (1.807.986)

Publicidad, propaganda y relaciones públicas (572.883) (273.283) (264.040)

Arrendamientos y cánones (1.240.625) (2.939.241) (1.462.256)

Gastos de medioambiente (2.679.888) (2.066.568) (1.996.818)

Otros aprovisionamientos (6.142.845) (697.698) (1.053.128)

Gastos de viajes (2.057.192) (2.133.664) (1.779.104)

Indemnizaciones y multas (890.392) - (5.116.070)

Total otros gastos por naturaleza (90.339.822) (66.335.541) (60.567.284)


Los gastos de investigación se reconocen directamente en resultados del período. El monto de estos gastos

al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 ascendió a M$ 4.413.727, M$ 1.894.105 y M$ 1.996.818, respectivamente.

Nota 30Otras Ganancias (Pérdidas)El detalle del rubro al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, es el siguiente:

Otras ganancias (pérdidas)

Saldo al

31-12-2015M$


M$ (*)


M$ (*)Ganancia por venta participación Tunel El Melón (**) 4.207.167 - -

Ganancia por remedición de la participación pre-existente en Gas Atacama (***) - 21.546.320 - Realización de la diferencia de cambio de la participación pre-existente de GasAtacama (***) - 21.006.456 -

Venta de lineas de transmisión Charrua - - 2.532.438

Otros (191.766) 98.791 (18.515)

Total Otras ganancias (pérdidas) 4.015.401 42.651.567 2.513.923

(*) Ver Nota 4.1.II.iii)(**) Ver Notas 2.4.1 y 4.2(***) Ver Notas 2.4.1 y 6.e.


Nota 31Resultado Financiero

El detalle del ingreso y gasto financiero al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, es el siguiente:

Ingresos Financieros

Saldo al

31-12-2015M$


M$ (*)


M$ (*)Efectivo y otros medios equivalentes 152.518 1.283.124 310.628

Otros ingresos financieros 82.303 302.909 2.844.249

82303 302909 2844249

Total Ingresos Financieros 234.821 1.586.033 3.154.877

Costos Financieros

Saldo al

31-12-2015M$


M$ (*)

31/12/13Re-expresados

M$ (*)Costos Financieros (64.206.719) (71.617.257) (75.971.351)

Préstamos bancarios (129.350) (612.003) (1.199.794)

Obligaciones garantizadas y no garantizadas (51.697.708) (48.046.358) (46.713.612)

Valoración derivados financieros (1.725.211) (2.634.032) (4.380.154)

Gastos por obligaciones por beneficios post empleo (759.311) (785.598) (800.020)

Gastos financieros activados 2.221.329 1.817.283 998.984

Otros (12.116.468) (21.356.549) (23.876.755)

Resultado por Unidades de Reajuste (a) 3.600.187 13.926.117 1.001.573

Diferencias de Cambio (b) (53.880.472) (21.240.269) (2.179.798)

Positivas 26.738.738 17.473.252 6.200.002

Negativas (80.619.210) (38.713.521) (8.379.800)

Total Costos Financieros (114.487.004) (78.931.409) (77.149.576)

Total Resultado Financieros (114.252.183) (77.345.376) (73.994.699)


Los orígenes de los efectos en resultados por diferencias de cambios y aplicación de unidades de reajustes son

los siguientes:

Resultado por Unidades de Reajuste (a)

Saldo al

31-12-2015M$


M$ (*)


M$ (*)Otros activos financieros (Instrumentos Derivados) 10.153.342 23.320.934 4.758.859

Otros activos no financieros 819.503 105.210 9.064

Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar 526.361 2 33.883

Activos y Pasivos por impuestos corrientes 4.965.940 8.189.573 2.640.499

Otros pasivos financieros (Deuda Financiera e Instrumentos Derivados) (12.864.959) (17.623.602) (6.428.168)

Otras provisiones - (66.000) (12.564)

Total Resultado por Unidades de Reajuste 3.600.187 13.926.117 1.001.573


Diferencias de Cambio (b)

Saldo al

31-12-2015M$


M$ (*)


M$ (*)Efectivo y equivalentes al efectivo 2.584.228 882.326 1.084.551

Otros activos financieros (Instrumentos Derivados) 10.637.768 (23.775.272) 150.051

Otros activos no financieros - 23.905 37.636

Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar 9.884.307 5.299.539 (2.859.972)

Activos y Pasivos por impuestos corrientes - (1.077.140) (3.678)

Otros pasivos financieros (Deuda Financiera e Instrumentos Derivados) (30.533.746) (2.694.805) (1.511.102)

Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar (46.453.029) 830.878 1.189.070

Otros pasivos no financieros - (729.700) (266.354)

Total Diferencias de Cambio (53.880.472) (21.240.269) (2.179.798)


Nota 32Impuesto a las GananciasA continuación se presentan los componentes del impuesto a la renta registrado en el estado de resultado

integrales:

(Gasto) / ingreso por impuestos corriente y ajustes por impuestos corrientes de ejercicios anteriores

Saldo al

31-12-2015M$


M$ (*)


M$ (*)(Gasto) por impuesto corriente (49.317.727) (46.489.891) (30.441.521)Beneficio Fiscal que Surge de Activos por Impuestos No Reconocidos Previamente Usados para Reducir el Gasto por Impuesto Corriente (Créditos y/o beneficios al impuesto corriente)

- - 1.698.566

Ajustes al Impuesto Corriente del ejercicio Anterior (7.068.433) (3.795.517) 484.711Gasto por impuestos corriente relacionado con cambios en las tasas fiscales o con la imposición de nuevos impuestos - (5.050.864) -

Otros (Gastos) por Impuesto Corriente (32.386.954) (2.460.042) (8.998.661)

Gasto por impuestos corrientes, neto, total (88.773.114) (57.796.314) (37.256.905)Gasto por impuestos diferidos relacionado con el nacimiento y reversión de diferencias temporarias 12.117.295 23.698.208 261.648

Total (Gasto) / ingreso por impuestos diferidos 12.117.295 23.698.208 261.648

Gasto por impuestos a las ganancias, operaciones continuadas (76.655.819) (34.098.106) (36.995.257)


Las principales diferencias temporales se encuentran detalladas en la Nota 17.a.

A continuación se presenta la conciliación entre el impuesto sobre la renta que resultaría de aplicar el tipo im-

positivo general vigente al “resultado antes de impuestos” y el gasto registrado por el citado impuesto en el

estado de resultados consolidados correspondiente al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013:


Conciliación del resultado contable multiplicada por las tasas impositivas aplicables

RESULTADO CONTABLE ANTES DE IMPUESTOS

Total de (gasto) / ingreso por impuestos a la tasa impositiva aplicable

Efecto fiscal de tasas impositivas soportadas en el extranjero

Efecto fiscal de ingresos de actividades ordinarias exentos de tributación

Efecto fiscal de gastos no deducibles para la determinación de la ganancia (pérdida) tributable

Efecto fiscal procedente de cambios en las tasas impositivas

Efecto impositivo de ajustes a impuestos corrientes de ejercicios anteriores

Efectos por ajustes a los impuestos diferidos de ejercicios anteriores

Corrección monetaria tributaria (inversiones y patrimonio)

Total ajustes al gasto por impuestos utilizando la tasa impositivas aplicables

(Gasto) / ingreso por impuestos a las ganancias, operaciones continuadas


Nota 33Información por Segmento

33.1 Criterios de segmentaciónEn el desarrollo de su actividad la organización de Endesa Chile se encuentra estructurada sobre la base

del enfoque prioritario a su negocio principal, constituido por la generación de energía eléctrica. Teniendo

presente la información diferenciada que es analizada por la Administración para la toma de decisiones, la

información por segmentos se presenta siguiendo una distribución geográfica por país:

> Chile

> Argentina

> Perú

> Colombia.

Dado que la organización societaria de Endesa Chile coincide, básicamente, con la de los negocios y por tanto,

del segmento geográfico, la información que se presenta a continuación se basa en la información financiera

de las sociedades que integran cada segmento.

La información financiera por segmentos se ha preparado sobre la base de las mismas políticas contables uti-

lizadas en la preparación de los estados financieros consolidados de Endesa Chile. En este contexto y conside-

rando el proceso de restructuración societaria en curso, descrito en notas 4.1. y 39, la información financiera

relacionada a la operación en Chile se presenta como operaciones continuadas, en tanto que la información

financiera relacionada con operaciones fuera de Chile se presenta como mantenida para distribución a los

propietarios, en el caso de los activos y pasivos, y como operaciones discontinuadas, en el caso de las cuentas

de resultados.


TASA %

31-12-2015 M$

TASA %


M$ (*)

TASA %


M$ (*) 300.487.081 163.155.335 222.150.751

(22,50%) (67.609.594) (21,00%) (34.262.619) (20,00%) (44.430.150)

- - 689 -

0,70% 2.118.333 6,82% 11.132.065 5,39% 11.965.418

(3,47%) (10.419.563) (5,04%) (8.225.638) (3,20%) (7.118.128)

- - (3,10%) (5.050.864) - -

- - (2,33%) (3.795.517) 0,22% 484.711

(2,35%) (7.068.433) - - - -

2,10% 6.323.438 3,74% 6.103.778 0,95% 2.102.892

(3,01%) (9.046.225) 0,10% 164.513 3,35% 7.434.893

(25,51%) (76.655.819) (20,90%) (34.098.106) (16,65%) (36.995.257)


A continuación se presenta la información por segmentos.

33.2 Distribución por paísPaís Chile Argentina

ACTIVOS31/12/15

M$31/12/14

M$31/12/15

M$31/12/14

M$

ACTIVOS CORRIENTES 567.841.878 595.881.466 459.495.019 56.079.003

Efectivo y equivalentes al efectivo 37.425.233 50.627.591 - 13.044.779

Otros activos financieros corrientes 1.011.555 4.389.709 - -

Otros activos no financieros, corriente 462.748 10.766.654 - 1.436.607

Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar corrientes 363.475.277 317.283.266 - 31.777.379

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corrientes 68.946.489 113.257.285 - 7.651.647

Inventarios corrientes 36.755.409 36.871.184 - 2.121.378

Activos por impuestos corrientes, corriente 14.857.462 44.701.761 - 47.213

Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los propietarios

44.907.705 17.984.016 459.495.019 -

ACTIVOS NO CORRIENTES 4.648.220.875 4.509.737.796 - 297.803.640

Otros activos financieros no corrientes 21.718.720 6.719.853 - 29.855

Otros activos no financieros no corrientes 3.387.709 42.847 - 1.255.693

Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar no corrientes 35.901 - - 139.038.803

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, no corrientes - - - -

Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación 1.852.588.709 1.852.154.230 - 2.732.534

Activos intangibles distintos de la plusvalía 20.905.426 18.851.912 - -

Plusvalía - - - 1.401.472

Propiedades, planta y equipo 2.729.717.092 2.621.113.892 - 153.233.564

Propiedad de inversión - - - -

Activos por impuestos diferidos 19.867.318 10.855.062 - 111.719

TOTAL ACTIVOS 5.216.062.753 5.105.619.262 459.495.019 353.882.643


Colombia Perú Eliminaciones Totales

31/12/15M$

31/12/14M$

31/12/15M$

31/12/14M$

31/12/15M$

31/12/14M$

31/12/15M$

31/12/14M$

1.980.785.898 329.704.908 928.453.235 121.446.537 475.985.410 (65.054.356) 4.412.561.440 1.038.057.558

- 224.564.345 - 48.392.088 - - 37.425.233 336.628.803

- 20.460.311 - - - - 1.011.555 24.850.020

- 9.272.519 - 19.564.358 - - 462.748 41.040.138

- 53.822.823 - 30.523.540 - - 363.475.277 433.407.008

- 7.818.044 - 7.413.257 (78.763) (55.049.303) 68.867.726 81.090.930

- 12.342.664 - 14.435.895 - - 36.755.409 65.771.121

- 1.424.202 - 1.117.399 - - 14.857.462 47.290.575

1.980.785.898 - 928.453.235 - 476.064.173 (10.005.053) 3.889.706.030 7.978.963

- 1.787.224.364 - 816.077.566 (1.782.011.982) (1.211.229.025) 2.866.208.893 6.199.614.341

- 1.170.931 - 16.167 - - 21.718.720 7.936.806

- 1.075.811 - - - - 3.387.709 2.374.351

- 2.177.709 - - - - 35.901 141.216.512

- - - - - - - -

- - - 48.358.845 (1.806.872.338) (1.322.024.225) 45.716.371 581.221.384

- 22.960.563 - 10.639.358 - - 20.905.426 52.451.833

- 4.886.065 - 8.527.161 24.860.356 110.795.200 24.860.356 125.609.898

- 1.707.545.357 - 748.536.035 - - 2.729.717.092 5.230.428.848

- - - - - - - -

- 47.407.928 - - - - 19.867.318 58.374.709

1.980.785.898 2.116.929.272 928.453.235 937.524.103 (1.306.026.572) (1.276.283.381) 7.278.770.333 7.237.671.899


País Chile Argentina

PATRIMONIO NETO Y PASIVOS31/12/15

M$31/12/14

M$31/12/15

M$31/12/14

M$

PASIVOS CORRIENTES 650.993.509 661.682.705 289.631.652 140.463.117 Otros pasivos financieros corrientes 27.921.565 146.364.103 - 29.204.543

Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar 341.275.697 330.234.622 - 80.964.391

Cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes 250.892.133 120.867.395 - 13.946.683

Otras provisiones corrientes 15.617.614 10.932.577 - 666.299

Pasivos por impuestos corrientes 14.484.736 31.480.257 - 6.819.509

Provisiones por beneficios a los empleados corrientes - - - -

Otros pasivos no financieros corrientes 23.330 16.313.502 - 8.861.692

Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta 778.434 5.490.249 289.631.652 -

PASIVOS NO CORRIENTES 1.177.739.370 1.060.892.736 - 101.749.459

Otros pasivos financieros no corrientes 917.197.790 778.135.168 - 44.052.205

Cuentas comerciales por pagar y otras cuentas por pagar no corrientes 7.389.664 3.711.078 - -

Cuentas por pagar a entidades relacionadas, no corrientes 97.186 - - -

Otras provisiones no corrientes 50.702.975 25.161.118 - -

Pasivo por impuestos diferidos 187.080.339 232.045.127 - 27.977.026

Provisiones por beneficios a los empleados no corrientes 15.271.416 18.882.216 - 3.994.647

Otros pasivos no financieros no corrientes - 2.958.029 - 25.725.581

PATRIMONIO NETO 3.387.329.874 3.383.043.821 169.863.367 111.670.067 Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora 3.387.329.874 3.383.043.821 169.863.367 111.670.067 Capital emitido 2.041.622.319 2.085.370.999 38.308.208 50.147.052 Ganancias (pérdidas) acumuladas 1.726.639.411 1.405.870.674 52.817.928 14.567.871 Primas de emisión 206.008.557 206.008.557 - - Acciones propias en cartera - - - -

Otras participaciones en el patrimonio - - - - Otras reservas (586.940.413) (314.206.409) 78.737.231 46.955.144 PARTICIPACIONES NO CONTROLADORAS - - TOTAL PATRIMONIO Y PASIVOS 5.216.062.753 5.105.619.262 459.495.019 353.882.643

La columna de eliminaciones corresponde a transacciones entre empresas de diferentes líneas de negocio y país, principal-

mente compras y ventas de energía y servicios.


Colombia Perú Eliminaciones Totales

31/12/15M$

31/12/14M$

31/12/15M$

31/12/14M$

31/12/15M$

31/12/14M$

31/12/15M$

31/12/14M$

1.180.904.567 500.427.460 355.978.337 95.676.184 50.367.430 (5.511.873) 2.527.875.495 1.392.737.593 - 90.868.809 - 24.321.508 - - 27.921.565 290.758.963

- 194.459.886 - 57.377.029 19.183.912 29.262.418 360.459.609 692.298.346

- 131.257.351 - 6.228.108 6.692.352 (34.774.291) 257.584.485 237.525.246

- 24.071.622 - 2.681.490 - - 15.617.614 38.351.988

- 55.331.792 - 760.776 - - 14.484.736 94.392.334

- - - - - - - -

- 4.438.000 - 4.307.273 - - 23.330 33.920.467

1.180.904.567 - 355.978.337 - 24.491.166 - 1.851.784.156 5.490.249

- 883.041.285 - 275.049.420 29.265.389 315.065 1.207.004.759 2.321.047.965

- 862.784.448 - 140.731.046 - - 917.197.790 1.825.702.867

- - - - (1.413.978) - 5.975.686 3.711.078

- - - - - - 97.186 -

- 465.509 - 3.226.928 - - 50.702.975 28.853.555

- - - 130.297.810 30.679.367 - 217.759.706 390.319.963

- 19.791.328 - 793.636 - - 15.271.416 43.461.827

- - - - - 315.065 - 28.998.675

799.881.331 733.460.527 572.474.898 566.798.499 (1.385.659.391) (1.271.086.573) 3.543.890.079 3.523.886.341 799.881.331 733.460.527 572.474.898 566.798.499 (1.385.659.391) (1.271.086.573) 2.648.189.907 2.700.280.484 146.498.021 167.029.702 312.948.407 201.338.557 (1.207.662.870) (1.172.172.225) 1.331.714.085 1.331.714.085 217.958.121 110.289.985 39.261.286 130.039.328 181.696.622 349.976.415 2.218.373.368 2.010.744.273

- - - - - - 206.008.557 206.008.557 - - - - - - -

- - - - - - - 435.425.189 456.140.840 220.265.205 235.420.614 (359.693.143) (448.890.763) (1.107.906.103) (848.186.431)

- 895.700.172 823.605.857

1.980.785.898 2.116.929.272 928.453.235 937.524.103 (1.306.026.572) (1.276.283.381) 7.278.770.333 7.237.671.899


A continuación se presenta la información por segmentos.

País Chile Argentina Colombia

ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES31/12/15

M$31/12/14

M$31/12/13

M$31/12/15

M$31/12/14

M$31/12/13

M$31/12/15

M$31/12/14

M$31/12/13

M$INGRESOS 1.543.810.317 1.230.974.824 970.037.351 - - - - - -

Ingresos de actividades ordinarias 1.539.977.511 1.209.796.735 968.271.355 - - - - - -

Ventas de energía 1.474.818.366 1.155.805.379 860.581.278 - - - -

Otras ventas 24.293.133 11.062.697 25.273.582 - - - -

Otras prestaciones de servicios 40.866.012 42.928.659 82.416.495 - - - -

Otros ingresos 3.832.806 21.178.089 1.765.996 - - - -

MATERIAS PRIMAS Y CONSUMIBLES UTILIZADOS (880.891.223) (750.216.671) (494.895.934) - - - - - -

Compras de energía (320.731.795) (288.442.686) (124.419.095) - - - -

Consumo de combustible (327.502.996) (305.479.173) (211.612.174) - - - -

Gastos de transporte (179.691.471) (142.831.143) (149.447.930) - - - -

Otros aprovisionamientos variables y servicios (52.964.961) (13.463.669) (9.416.735) - - - -

MARGEN DE CONTRIBUCIÓN 662.919.094 480.758.153 475.141.417 - - - - - -

Otros trabajos realizados por la entidad y capitalizados 15.250.810 16.466.173 10.625.755 - - - -

Gastos por beneficios a los empleados (70.969.357) (64.859.965) (63.300.839) - - - -

Otros gastos, por naturaleza (90.339.822) (66.335.541) (60.567.284) - - - -

RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN 516.860.725 366.028.820 361.899.049 - - - - - -

Gasto por depreciación y amortización (124.835.559) (101.304.909) (92.641.004) - - - - Pérdidas por deterioro de valor (reversiones de pérdidas por deterioro de valor) reconocidas en el resultado del periodo 9.793.652 (12.461.456) 64.138 - - - -

RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 401.818.818 252.262.455 269.322.183 - - - - - -

RESULTADO FINANCIERO (114.252.183) (77.345.376) (73.994.699) - - - - - -

Ingresos financieros 234.821 1.586.033 3.154.877 - - - -

Efectivo y otros medios equivalentes 152.518 1.283.124 310.628

Otros ingresos financieros 82.303 302.909 2.844.249

Costos financieros (64.206.719) (71.617.257) (75.971.351) - - - -

Préstamos bancarios (129.350) (612.003) (1.199.794)

Obligaciones garantizadas y no garantizadas (51.697.708) (48.046.358) (46.713.612)

Otros (12.379.661) (22.958.896) (28.057.945)

Resultados por Unidades de Reajuste 3.600.187 13.926.117 1.001.573 - - - -

Diferencias de cambio (53.880.472) (21.240.269) (2.179.798) - - - - - -

Positivas 26.738.738 17.473.252 6.200.002 - - - -

Negativas (80.619.210) (38.713.521) (8.379.800) - - - -

Participación en las ganancias (pérdidas) de asociadas y negocios conjuntos que se contabilicen utilizando el método de la participación

8.905.045 (54.413.311) 24.309.344 - - - -

Otras ganancias (pérdidas) 4.015.401 42.651.567 2.513.923 - - - - - -

Resultado de Otras Inversiones 4.309.205 42.651.567 67.384 - - - -

Resultados en Ventas de Activos (293.804) - 2.446.539 - - - -

Ganancia (pérdida), antes de impuestos 300.487.081 163.155.335 222.150.751 - - - - - -

Gasto (ingreso) por impuestos a las ganancias (76.655.819) (34.098.106) (36.995.257) - - - -

Ganancia (pérdida) procedente de operaciones continuadas 223.831.262 129.057.229 185.155.494 - - - - - -

Ganancia (Pérdida) de Operaciones Discontinuadas (5.111.984) 27.687.481 76.695.740 109.339.865 56.506.674 (9.874.220) 211.906.861 288.830.088 230.824.559

GANANCIA (PÉRDIDA) 218.719.278 156.744.710 261.851.234 109.339.865 56.506.674 (9.874.220) 211.906.861 288.830.088 230.824.559

Ganancia (Pérdida) Atribuibles a 218.719.278 156.744.710 261.851.234 109.339.865 56.506.674 (9.874.220) 211.906.861 288.830.088 230.824.559 Ganancia (pérdida), atribuible a los propietarios de la controladora

Ganancia (pérdida), atribuible a participaciones no controladoras


Perú Eliminaciones Totales31/12/15

M$31/12/14

M$31/12/13

M$31/12/15

M$31/12/14

M$31/12/13

M$31/12/15

M$31/12/14

M$31/12/13

M$- - - - - - 1.543.810.317 1.230.974.824 970.037.351

- - - - - - 1.539.977.511 1.209.796.735 968.271.355

- - - - 1.474.818.366 1.155.805.379 860.581.278

- - - - 24.293.133 11.062.697 25.273.582

- - - - 40.866.012 42.928.659 82.416.495

- - - - 3.832.806 21.178.089 1.765.996 - - - - - - (880.891.223) (750.216.671) (494.895.934)

- - - - (320.731.795) (288.442.686) (124.419.095)

- - - - (327.502.996) (305.479.173) (211.612.174)

- - - - (179.691.471) (142.831.143) (149.447.930)

- - - - (52.964.961) (13.463.669) (9.416.735) - - - - - - 662.919.094 480.758.153 475.141.417

- - - - 15.250.810 16.466.173 10.625.755

- - - - (70.969.357) (64.859.965) (63.300.839)

- - - - (90.339.822) (66.335.541) (60.567.284) - - - - - - 516.860.725 366.028.820 361.899.049 - - - - (124.835.559) (101.304.909) (92.641.004)

- - - - 9.793.652 (12.461.456) 64.138

- - - - - - 401.818.818 252.262.455 269.322.183 - - - - - - (114.252.183) (77.345.376) (73.994.699)

- - - - 234.821 1.586.033 3.154.877

152.518 1.283.124 310.628

82.303 302.909 2.844.249

- - - - (64.206.719) (71.617.257) (75.971.351)

(129.350) (612.003) (1.199.794)

(51.697.708) (48.046.358) (46.713.612)

(12.379.661) (22.958.896) (28.057.945)

- - - - 3.600.187 13.926.117 1.001.573

- - - - - - (53.880.472) (21.240.269) (2.179.798)

- - - - 26.738.738 17.473.252 6.200.002

- - - - (80.619.210) (38.713.521) (8.379.800)

- - - - 8.905.045 (54.413.311) 24.309.344

- - - - - - 4.015.401 42.651.567 2.513.923

- - - - 4.309.205 42.651.567 67.384

- - - - (293.804) - 2.446.539 - - - - - - 300.487.081 163.155.335 222.150.751 - - - - (76.655.819) (34.098.106) (36.995.257) - - - - - - 223.831.262 129.057.229 185.155.494

95.054.809 111.350.114 83.157.315 - 5.541.161 (2.452.651) 411.189.551 489.915.518 378.350.743

95.054.809 111.350.114 83.157.315 - 5.541.161 (2.452.651) 635.020.813 618.972.747 563.506.237

95.054.809 111.350.114 83.157.315 - 5.541.161 (2.452.651) 635.020.813 618.972.747 563.506.237

392.868.115 334.556.376 353.926.779

242.152.698 284.416.371 209.579.458


País Chile Argentina ColombiaESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO

31/12/15M$

31/12/14M$

31/12/13M$

31/12/15M$

31/12/14M$

31/12/13M$

31/12/15M$

31/12/14M$

31/12/13M$

Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de operación

433.106.626 248.147.763 314.380.460 71.449.572 73.261.969 23.604.635 254.539.609 364.425.930 273.903.244

Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de inversión

(132.241.285) 34.558.118 64.846.892 (50.193.057) (46.912.356) (39.495.666) (159.371.575) (185.214.366) (125.834.718)

Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de financiación

(302.477.643) (290.982.024) (328.525.319) (18.352.756) (20.558.700) 16.625.223 (259.847.758) (151.340.517) (104.425.180)

La columna de eliminaciones corresponde a transacciones entre empresas de diferentes líneas de negocio y

país, principalmente compras y ventas de energía y servicios.

Nota 34Garantías Comprometidas con Terceros, Otros Activos y Pasivos Contingentes y Otros

34.1 Garantías directasAcreedor de la Garantía

Deudor Tipo Garantía

Activos ComprometidosNombre Relación Tipo Moneda Valor Contable

Mitsubishi Corporation Central Costanera S.A. Acreedor Prenda Ciclo combinado M$ 10.804.894 Credit Suisse First Boston Central Costanera S.A. Acreedor Prenda Ciclo combinado M$ 3.098.134 Citibank N.A. Endesa Argentina Acreedor Prenda Deposito en dinero M$ 435.681

Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, el monto de los activos fijos del Grupo gravados como garantía de pasivos

ascendía a M$ 13.903.028 y M$ 21.952.283, respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2015 Endesa Chile tenía compromisos futuros de compra de energía por un importe de

M$ 3.060.828.771, de los cuales M$ 3.050.571.988 corresponden a operaciones continuadas (M$ 714.390.637

al 31 de diciembre de 2014).

34.2 Garantías IndirectasAl 31 de diciembre de 2015 y 2014 no existen Garantías Indirectas.


Perú Eliminaciones Totales31/12/15

M$31/12/14

M$31/12/13

M$31/12/15

M$31/12/14

M$31/12/13

M$31/12/15

M$31/12/14

M$31/12/13

M$

144.659.247 131.371.133 96.410.549 (2.540.818) (407.290) (529.838) 901.214.236 816.799.505 707.769.050

(32.455.858) (21.749.650) (4.785.154) (114.333.695) (108.128.882) (80.477.575) (488.595.470) (327.447.136) (185.746.221)

(141.981.410) (97.913.910) (94.269.560) 116.874.513 108.536.172 81.007.413 (605.785.054) (452.258.979) (429.587.423)

Saldo pendiente al Liberación de garantíasMoneda 31-12-2015 31-12-2014 2015 Activos 2016 Activos 2017 Activos

M$ 35.254.202 73.177.119 - - - - - - M$ 1.183.600 3.033.750 - - - - - - M$ 435.681 702.470 - - - - - -


2. Con fecha 24 de mayo de 2011, Endesa Chile fue notifi-

cada de una demanda de nulidad de derecho público,

deducida por 19 propietarios riberanos del lago Pirihuei-

co, en contra de la Resolución 732 DGA, que autorizó el

traslado de la captación de derechos de aguas de la Cen-

tral Neltume, desde el desagüe del lago Pirihueico a 900

metros aguas abajo en el rio Fui. Solicitan que se anote

la sentencia de nulidad al margen de la escritura pública

a que se redujo la resolución DGA 732, que aprobó el

traslado de la captación; que se ordene cancelar la ins-

cripción de dicha escritura en el registro de aguas, para el

caso que se hubiere practicado; y que se condene al Fis-

co de Chile; a la DGA y a Endesa Chile al pago de los

perjuicios que se hubieren causado a los demandantes

como consecuencia de la resolución impugnada, pidien-

do se reserve el derecho para pedir la especie y monto

de los perjuicios en un proceso judicial posterior. La de-

manda no tiene cuantía, pues han pedido que se deter-

mine en otro juicio, una vez declarada la nulidad de la

resolución administrativa. A la fecha, se encuentra termi-

nado el periodo de discusión y dictado el auto de prueba,

el que una vez notificado, fue objeto de recurso de repo-

sición interpuesto por la demandante, e incidente de nu-

lidad presentado por Endesa Chile, los que fueron recha-

zados. El procedimiento se suspendió de común acuerdo

hasta el día 9 de marzo de 2013, reiniciándose acto se-

guido el procedimiento. Con fecha 20 de agosto de 2013

se realizó la audiencia de conciliación que estaba pen-

diente, sin que esta se haya logrado. Terminado el perio-

do ordinario, extraordinario y especial de prueba con fe-

cha 22.01.2015 se citó a las partes a oír sentencia y con

fecha 23.04.2015 se dictó sentencia que acoge la de-

manda, declarando nulo de derecho público la Resolu-

ción DGA N° 732. En su contra, Endesa presentó recurso

de apelación y casación en la forma para ante la Corte de

Apelaciones de Santiago, recursos que a la fecha se en-

cuentran pendientes de resolución.

3. Con fecha 12 de mayo de 2014, Compañía Eléctrica Tara-

pacá S.A., (Celta), presentó formalmente su demanda

arbitral en contra de la Compañía Minera Doña Inés de

Collahuasi, cuyo objeto es que el Tribunal Arbitral declare

que a través de los contratos celebrados en 1995 y 2001,

las partes han establecido una relación contractual de

largo plazo, caracterizadas por el equilibrio económico

que debe existir en sus prestaciones reciprocas y que,

como consecuencia de lo anterior, los mayores costos

que corresponde a la inversión que se debe realizar para

dar cumplimiento a la norma de emisión contenida en el

34.3 Litigios y arbitrajesA la fecha de presentación de estos estados financieros con-

solidados, los pasivos contingentes más relevantes que in-

volucran las sociedades del Grupo, para los cuales no se han

reconocido provisiones debido a que la Administración con-

sidera que no existe una obligación presente, son los si-

guientes:


Juicios pendientes Endesa Chile y Filiales:

1. En el año 2005 se interpusieron tres demandas en con-

tra de Endesa Chile, el Fisco y la Dirección General de

Aguas (DGA), las cuales actualmente se substancian en

un solo procedimiento judicial, solicitándose en ellas se

declare la nulidad de derecho público de la Resolución de

la DGA N° 134, que constituye en favor de Endesa Chile

un derecho de aprovechamiento de aguas no consuntivo

para llevar a cabo el proyecto de la central hidroeléctrica

Neltume, ello, con indemnización de perjuicios. En subsi-

dio, se demanda la indemnización de daños y perjuicios

supuestamente causados a los demandantes por la pér-

dida de su calidad de propietarios riberanos del lago Piri-

hueico así como por la desvalorización predial. La parte

demandada ha rechazado estas pretensiones fundadas

en que la resolución mencionada cumple con todos los

requisitos legales y que el ejercicio de este derecho no

causa perjuicios a los demandantes, entre otros argu-

mentos. La cuantía de estos juicios es indeterminada.

Este juicio se encuentra acumulado con otros dos: el pri-

mero caratulado “Arrieta con Fisco y Otros” del 9° Juzga-

do Civil, rol 15.279-2005 y el segundo caratulado “Jordán

con Fisco y otros”, del 10° Juzgado Civil rol 1.608-2005.

En relación con estos juicios, se encuentra decretada

medida precautoria de prohibición de celebrar actos y

contratos sobre los derechos de aguas de Endesa Chile,

relacionados con el Proyecto Neltume. En cuanto al esta-

do procesal, con fecha 25 de septiembre de 2014 el Tribu-

nal dictó sentencia desfavorable a la compañía, que en lo

medular declara ilegal el derecho de aprovechamiento

constituido por Resolución DGA N° 134 y ordena su can-

celación en el Registro de Propiedad de Aguas del Con-

servador de Bienes Raíces correspondiente. En su con-

tra, Endesa presentó recurso de apelación y casación en

la forma para ante la Corte de Apelaciones de Santiago,

los cuales a la fecha aun se encuentran pendientes de

vista.


miento, el cual no fue aprobado. Con fecha 27 de no-

viembre de 2013, la Superintendencia de Medio Ambien-

te reformuló los cargos cursados agregando dos nuevas

infracciones a los cargos ya formulados. Endesa Chile ha

presentado su defensa, en diciembre de 2013, en la cual

reconoce parcialmente algunas de estas infracciones

(con el objeto de acogerse al beneficio de reducción de

un 25% de la multa, en caso de reconocimiento) opo-

niéndose al resto. Con fecha 11 de agosto de 2014, la

SMA dictó resolución N° 421 que aplica sanción a

Endesa, por los incumplimientos ambientales materia

del proceso sancionatorio, aplicando una multa de

8640,4 UTA. en su contra, Endesa presentó reclamo de

ilegalidad ante el Tercer Tribunal Ambiental de Valdivia, el

que con fecha 27.03.2015 dictó sentencia que anula par-

cialmente la sanción impuesta por la Superintendencia

de Medio Ambiente, ordenándole considerar las agra-

vantes acreditadas en relación al cálculo de la multa im-

puesta. En contra de dicha resolución, la compañía dedu-

jo recurso de casación en el fondo para ante la Corte

Suprema, recurso que fue rechazado, confirmándose la

sanción impuesta.


1. En el año 2001 se presentó en contra de la filial de gene-

ración EMGESA S.A. ESP., así como en contra de la Em-

presa de Energía de Bogotá S.A. ESP. (EEB) y de la Cor-

poración Autónoma Regional, una demanda por los

habitantes de Sibaté, Departamento colombiano de Cun-

dinamarca, la cual busca que las demandadas respondan

solidariamente por los daños y perjuicios derivados de la

contaminación en el embalse de El Muña, a raíz del bom-

beo que hace EMGESA de las aguas contaminadas del

río Bogotá. Frente a dicha demanda, EMGESA se ha

opuesto a las pretensiones argumentando que la empre-

sa no tiene responsabilidad en estos hechos pues recibe

las aguas ya contaminadas, entre otros argumentos. La

pretensión inicial de los demandantes fue de

aprox. COL$3.000.000.000 en miles de pesos colombia-

nos, lo que equivale aproximadamente a M$ 675.000.000.

EMGESA, por su parte, solicitó la vinculación de numero-

sas entidades públicas y privadas que hacen vertimien-

tos al río Bogotá o que de una u otra manera tienen com-

petencia en la gestión ambiental de la cuenca de este

río, solicitud respecto de la cual la Sección Tercera del

Consejo de Estado resolvió tener como demandados

propiamente a diversas de estas personas jurídicas. En

enero de 2013 se presentaron contestaciones a la de-

DS (MMA) N° 13, de 2011, deben ser compartidos por

las partes, por lo cual la demandada debería comenzar a

pagar hasta el vencimiento del contrato, un cargo fijo

mensual que sume al 31 de marzo de 2020, la cantidad

de US$ 72.275.000, equivalentes a aprox. M$

51.326.814.- por concepto de la parte proporcional de las

inversiones que ella debe asumir como consecuencia del

referido DS.

En cuanto al estado procesal, la demanda fue notificada

con fecha 3 de julio de 2014. Con fecha 8 de agosto de

2014 Collahuasi contestó la demanda de Celta, e interpu-

so demanda reconvencional en su contra. En ella, Co-

llahuasi solicita al Tribunal declarar que Celta ha infringido

la prohibición de invocar como precedente lo acordado

en las modificaciones a los contratos de suministro de

2009, reservándose el derecho de discutir y probar el

monto de los perjuicios. Con fecha 26 de agosto de 2014

Celta presenta su réplica en la demanda principal y con-

testa la demanda reconvencional. Con fecha 11 de sep-

tiembre de 2014 Collahuasi presenta su dúplica en la

demanda principal y su réplica de demanda reconvencio-

nal. Con fecha 1 de octubre de 2014, Celta presentó su

dúplica a la demanda reconvencional. Adicionalmente el

Juez Árbitro formuló un cuestionario con preguntas a

cada parte por separado y también con preguntas comu-

nes.

Una vez que éstas fueron respondidas, el árbitro dio a las

partes plazo hasta el 16 de enero de 2015 para objetar u

observar las respuestas proporcionadas y los documen-

tos acompañados de contrario. El Juez Árbitro ha entre-

gado a las partes una base de acuerdo para estudio.

4. En agosto de 2013 la Superintendencia chilena de Medio

Ambiente formuló cargos en contra de Endesa Chile, ale-

gando una serie de infracciones a la Resolución Exenta

N° 206, de 2 de agosto de 2007 y sus resoluciones com-

plementarias y aclaratorias, que califican ambientalmen-

te el “Proyecto Ampliación Central Térmica Bocamina”.

Las alegadas infracciones dicen relación con el canal de

descarga del sistema de refrigeración, el inoperativo el

Desulfurizador de Bocamina I, la no remisión de informa-

ción, superar el límite CO para Bocamina I impuesto para

Bocamina II durante el mes de enero 2013, fallas en el

cierre acústico perimetral de Bocamina I, emisión de rui-

dos y no contar con las barreras tecnológicas que impi-

dan la entrada masiva de Biomasa en la bocatoma de la

central. Endesa Chile presentó un programa de cumpli-


en el año 2001, a través de Resoluciones de Impuestos

y Multa, la deducción como gasto, de la depreciación

que corresponde a parte del mayor valor asignado a los

activos en la tasación con motivo de su revaluación vo-

luntaria en el ejercicio 1996. El valor rechazado de la tasa-

ción es el referido a los intereses financieros durante la

etapa de construcción de las centrales de generación. La

posición de la autoridad tributaria es que Edegel no ha

acreditado fehacientemente que fuera necesario obte-

ner un financiamiento a fin de construir las centrales de

generación que se revaluaron ni que dicho financiamien-

to fuera efectivamente incurrido. La posición de la com-

pañía es que la SUNAT no puede exigir tal acreditación,

ya que la tasación lo que pretende es asignar al bien el

valor de mercado que corresponde en la oportunidad de

realización de la tasación, y no el valor histórico del mis-

mo. En este caso, la metodología de tasación consideró

que centrales de tal magnitud se construyen con finan-

ciamiento. Si SUNAT no estaba de acuerdo con la valora-

ción debió oponer su propia tasación, lo que no ocurrió.

Respecto del período 1999: el 2 de febrero de 2012, el TF

(Tribunal Fiscal) resolvió el litigio del año 1999, a favor de

la compañía por dos centrales y en contra respecto de

cuatro, en base al argumento que sólo por las dos prime-

ras se acreditó que hubo financiamiento. El TF ordenó a

la SUNAT recalcular la deuda según el criterio expuesto.

Edegel pagó la deuda reliquidada por SUNAT en junio

2012 por el equivalente a 11 mm €, la cual tendrá que ser

devuelta en caso se obtenga un resultado favorable en

los siguientes procesos iniciados por Edegel:

i) Demanda ante el Poder Judicial contra lo resuelto por

el TF, interpuesta en mayo 2012 (correspondería de-

volución total).

ii) Apelación parcial contra la resolución de cumplimien-

to de SUNAT, en base a que el recálculo es incorrec-

to, interpuesta en julio 2012 (correspondería devolu-

ción parcial).

Respecto a la Demanda: en agosto 2013, Edegel fue no-

tificada con la resolución de saneamiento procesal, por la

cual el PJ resolvió declararla improcedente por imposibi-

lidad jurídica algunas de las pretensiones de la demanda.

Dado que dicha Resolución vulnera nuestro derecho a la

debida motivación y, además es extemporánea, Edegel

presentó recurso de nulidad contra la misma. En mayo

2015, Edegel fue notificada con la resolución de la Corte

de Apelaciones por medio de la cual: (i) se declaró nula la

manda y en junio de 2013 se resolvió negar por improce-

dente la solicitud de nulidad de lo actuado en el proceso,

propuesta por varias de las demandadas. Actualmente

en el proceso se encuentra pendiente la resolución de

excepciones previas y la citación a la audiencia de conci-

liación. En junio de 2015 se dictó una resolución que or-

denó la desvinculación de la EEB por efectos de un vicio

nulidad así como la exclusión de aquellas entidades que

habían sido vinculadas por el Tribunal Administrativo de

Cundinamarca como demandados por ser contaminan-

tes de las aguas del río Bogotá, lo que había sido confir-

mado por el Consejo de Estado. Contra esta decisión se

interpuso recurso de reposición y, en subsidio, apela-

ción. Pendiente la resolución de estos recursos.

2. Se ha interpuesto una Acción de Grupo por habitantes

del municipio de Garzón basados en que, como conse-

cuencia de la construcción del Proyecto Hidroeléctrico El

Quimbo sus ingresos por actividades artesanales o em-

presariales se han visto disminuidos en un 30% de pro-

medio sin que, al elaborarse el censo socioeconómico

del proyecto, ello se hubiera tenido en cuenta. EMGESA

rechaza estas pretensiones fundado en que el censo so-

cioeconómico cumplió con todos los criterios metodoló-

gicos, dándose espacio y tiempo para que todos los inte-

resados tuviesen oportunidad de registrarse en el

mismo; los demandantes son no residentes; y, para esta

tipología de personas, las compensaciones sólo se pre-

vén para quienes sus ingresos provienen mayoritaria-

mente de su actividad en el Área de Influencia Directa

del Proyecto El Quimbo; y que la compensación no debe

ir más allá del “primer eslabón” de la cadena productiva

y basarse en los indicadores de estado de los ingresos

de cada persona afectada. Cabe señalar que se presentó

una demanda paralela por 38 habitantes del municipio de

Garzón por la cual solicitan compensaciones por verse

afectados por el Proyecto Hidroeléctrico El Quimbo al no

habérseles incluido en el censo socio-económico realiza-

do. En cuanto al estado procesal, el juicio se encuentra

actualmente en etapa probatoria. En la demanda parale-

la, se interpuso excepción previa de pleito pendiente, en

atención a la existencia de la demanda principal. Pen-

diente se decida sobre la excepción propuesta. Se esti-

ma que las pretensiones de los demandantes ascienden

aproximadamente a Col M$93.000.000 de pesos colom-

bianos (aprox. M$ 20.925.000).

3. La autoridad fiscal en Perú SUNAT (Superintendencia Na-

cional de Administración Tributaria) cuestionó a EDEGEL


resolución sobre la apelación de Edegel. Se espera que

el TF remita el expediente a la SUNAT para que haga el

recalculo de la deuda según el criterio establecido. La

Cuantía total S/ 63.944.287 (aprox.M$ 13.305.207), que

se desglosa en Cuantía Activa S/ 59.819.819 (aprox.

M$12.447.008) y Cuantía Pasiva: S/ 4.124.468 (aprox. M$

858.198).

4. La Corporación Autónoma Regional de Cundinamarca

(CAR), en Colombia, mediante Resoluciones 506, de 28

de marzo de 2005, y 1189, de 8 de julio de 2005, impuso

a Emgesa S.A. E.S.P, la EEB y la Empresa de Acueducto

y Alcantarillado de Bogotá la ejecución de unas obras en

el embalse de El Muña, de cuya efectividad, entre otras,

depende el mantenimiento de la concesión de aguas a

favor de EMGESA. Emgesa S.A. E.S.P. ha interpuesto

una acción de nulidad y restablecimiento del derecho en

contra de dichas resoluciones ante el Tribunal Administra-

tivo de Cundinamarca, Sección Primera, de modo de que

ellas sean anuladas. En cuanto al estado procesal, se dic-

tó sentencia de primera instancia rechazándose la nuli-

dad de estas resoluciones. Se interpusieron recursos de

apelación por Emgesa, la EEB y Empresa de Acueducto

y Alcantarillado de Bogotá, los que en la actualidad se

encuentran pendientes de resolverse. Existe además

una acción paralela, de Nulidad y Restablecimiento inicia-

do por Emgesa en contra de la CAR, pretendiendo la nu-

lidad del artículo 2º de la Resolución 1318 de 2007 y el

art. 2º de la Resolución 2000 de 2009, por medio de los

cuales se impuso a Emgesa S.A. ESP la implementación

de un Plan de Contingencia y la realización de un estudio

de “Calidad del Aire” ante la eventual suspensión del

bombeo de aguas del embalse, pretendiendo que los

mencionados actos administrativos sean anuladas por la

imposibilidad técnica de adelantar el estudio de “Calidad

del aire” y la implementación del “Plan de contingencia”.

En esta acción paralela se presentó dictamen pericial de

contador favorable para la empresa del cual se solicitó

aclaración por parte de Emgesa. Pendiente la aclaración

al dictamen anterior y un segundo dictamen para valorar

las obras adelantadas por la empresa. Cuantía indetermi-

nada.

5. En febrero de 2015 Emgesa fue notificada de una Acción

Popular interpuesta por Comepez S.A. y otras socieda-

des de piscicultores, con fundamento en la protección

de los derechos a un ambiente sano, salubridad pública y

seguridad alimentaria, de manera de prevenir, a juicio de

los demandantes, el peligro de una mortandad masiva

resolución del PJ que rechazaba las peticiones de la de-

manda de la empresa (ii) las reclamaciones rechazadas

se declaran admitidas y (iii) se ordenó al Poder Judicial

volver a la etapa de determinación de los puntos de la

controversia. En junio de 2015, Edegel fue notificada la

resolución del Poder Judicial, que declaró admitidas las

reclamaciones rechazadas y lo remitió a la Fiscalía para la

emisión de un nuevo pronunciamiento (en Perú cuando

el Estado está involucrado como parte en un proceso

judicial siempre debe intervenir un fiscal designado por

el Ministerio Público, para que esté enterado y emita opi-

nión respecto de la controversia. Dicha opinión no es vin-

culante para el juez o la sala que debe resolver la causa).

Respecto del período 2000 y 2001: Edegel pagó el equi-

valente a 5 mm € y provisionó el equivalente a 1 mm €.

En noviembre de 2015, Edegel fue notificada de la Reso-

lución N° 15281-8-2014, donde el TF resolvió la mencio-

nada apelación por la que se declaró nula la Resolución,

donde SUNAT objetó la deducción de las pérdidas rela-

cionadas con los instrumentos derivados financieros.

Luego, (tipo de cambio); confirma los reparos relaciona-

dos con la no deducibilidad de la depreciación relaciona-

da con los servicios de asistencia técnica no acreditados

y prestados por Generandes y los intereses financieros

generados por los préstamos para la compra de acciones

propias; y, finalmente, revocó otros asuntos. Cabe seña-

lar, que si bien la resolución del TF revocó los reparos

relacionados con el exceso de la depreciación de la reva-

luación de activos; sin embargo, establece que la SUNAT

deberá aplicar lo que se resuelva en la apelación presen-

tada por la compañía para el período 1999, sobre Im-

puesto a la Renta (Exp. N° 10099 a 2012) cuya resolución

está pendiente.

En diciembre de 2015, está pendiente que el TF remita el

expediente a la SUNAT para que ésta última recalcule la

deuda de acuerdo al criterio establecido.

Las próximas actuaciones: Respecto de 1999: A la espe-

ra que el TF resuelva la apelación parcial presentada por

Edegel. Se espera nuevo pronunciamiento de la Fiscalía.

Respecto de 2000 y 2001: Se rindió Informe oral al TF y

se presentó los alegatos de cierre. En relación al Informe

Oral, Edegel presentó nueva evidencia encontrada con el

fin de reducir la “parte que se perdería” de 6 mm € a 1,3

mm €. El TF puede señalar que la evidencia es inadmisi-

ble por extemporánea. En diciembre 2014, el TF emitió


bre el levantamiento o no de la medida cautelar decreta-

da. La cuantía de este proceso es indeterminada.

Enel Brasil S.A. y Filiales

Ampla Energía S.A.

1. En Brasil, Basilus S/A Serviços, Empreendimentos e Par-

ticipações (sucesora de Meridional S/A Serviços, Em-

preendimentos e Participações a partir de 2008) es la ti-

tular de los derechos litigiosos que adquirió a las

constructoras Mistral y CIVEL, que mantenían un contra-

to de obra civil con Centrais Elétricas Fluminense S.A.

(CELF). Este contrato fue rescindido con anterioridad al

proceso de privatización de CELF. Dado que los activos

de CELF fueron traspasados a Ampla en el proceso de

privatización, Basilus (antes Meridional) demandó en el

año 1998 a Ampla, estimando que el traspaso de los re-

feridos activos se había hecho en perjuicio de sus dere-

chos. Ampla sólo adquirió activos de CELF, pero no es su

sucesora legal, ya que esta sociedad estatal sigue exis-

tiendo y mantiene su personalidad jurídica. El demandan-

te pide el pago de facturas pendientes y multas contrac-

tuales por la rescisión del contrato de obra civil. En marzo

de 2009, los Tribunales resolvieron dando la razón a la

demandante, por lo que Ampla y el Estado de Río de Ja-

neiro interpusieron los correspondientes recursos. El 15

de diciembre de 2009 el Tribunal de Justicia Estadual

acepta el recurso y anula el fallo favorable obtenido por la

demandante, acogiendo la defensa de Ampla. Basilus in-

terpuso un recurso contra esa resolución, el cual no fue

admitido. En julio de 2010, la demandante interpuso un

nuevo recurso (“de Agravo Regimental”) ante el Tribunal

Superior de Justicia (STJ), que fue igualmente desesti-

mado a finales de agosto de 2010. En vista de esta deci-

sión, la actora interpuso un “Mandado de Segurança”,

asimismo rechazado. En junio de 2011, ella ofreció un

recurso de Embargo de Declaración (con el objeto de

aclarar una supuesta omisión del Tribunal en la decisión

del Mandado de Segurança), que no fue acogido. Contra

esta decisión se ofreció Recurso Ordinario ante el Supe-

rior Tribunal de Justicia (STJ) en Brasilia. El 28 de marzo

de 2012 el Ministro Relator decidió el Recurso Ordinario

favorablemente a la demandante. Ampla y el Estado de

Río de Janeiro ofrecieron Agravo Regimental contra la

decisión del Ministro, los cuales fueron acogidos por la

primera sala del STJ con fecha 28 de agosto de 2012,

determinándose que los recursos ordinarios en Manda-

do de Segurança sean sometidos a decisión por el tribu-

de peces, entre otros perjuicios, con motivo del llenado

del embalse del Proyecto Hidroeléctrico El Quimbo, ubi-

cado igualmente en la cuenca del río Magdalena. En

cuanto al estado procesal, el tribunal administrativo del

Huila decretó, en febrero de este año, una medida caute-

lar que impide el llenado del embalse de El Quimbo has-

ta tanto no se satisfaga el caudal óptimo del río, entre

otras obligaciones. Emgesa por su parte presentó recur-

so de reposición en contra de esta decisión solicitando la

fijación de una caución y el levantamiento de esta medi-

da, el cual fue desestimado por el tribunal, pero se con-

cedió recurso de apelación, en el solo efecto devolutivo,

interpuesto por Emgesa. La medida cautelar fue modifi-

cada, lo que ha permitido a Emgesa iniciar el llenado del

embalse. Sin embargo, la CAM, autoridad ambiental re-

gional, emitió con fecha 3 de julio de 2015 la resolución

1503, que ordena suspender temporalmente el llenado

del embalse de Quimbo. Se están analizando por Emge-

sa las acciones legales a adoptar, no obstante el procedi-

miento de llenado sigue su curso con normalidad y con-

forme a lo previsto. Actualmente se encuentra pendiente

la contestación de la demanda. El Gobierno, a través del

Decreto Legislativo 1979 ha solicitado el levantamiento

de la suspensión de generación e informado que Emge-

sa no puede sustraerse al cumplimiento de dicho Decre-

to. El día 15 de diciembre de 2015 se dio a conocer la

decisión adoptada por la Corte Constitucional que decla-

ró la inexequibilidad del referido Decreto Legislativo 1979

de 2015, por lo que EMGESA suspende generación de

energía Quimbo a las 24:00 horas del día 15 de diciem-

bre de 2015. EMGESA presentó las defensas correspon-

dientes.

El día 24 de diciembre de 2015 el Ministerio de Minas y

Energía y la Autoridad Nacional de Acuicultura y Pesca

(AUNAP) presentaron acción de tutela ante los Juzgados

Penales del Circuito de Neiva como mecanismo transito-

rio para evitar un perjuicio irremediable, y mientras el Tri-

bunal Administrativo del Huila decida sobre el levanta-

miento de la medida cautelar, solicitaron que se permita

la generación del Quimbo. Así mismo solicitaron que

hasta que se falle la tutela se autorice como medida pro-

visional dicha generación. Después de una intensa trami-

tación judicial, el día 8 de enero de 2016 EMGESA fue

notificada del fallo de tutela proferido por el Juez Tercero

Penal Circuito especializado de Neiva mediante el cual

autorizó a EMGESA de manera inmediata la generación

de energía como medida transitoria hasta que el Tribunal

Contencioso Administrativo del Huila decida de fondo so-


por lo que Ampla empezó a tributar por este impuesto a

partir de abril de 2002. La Administración Tributaria brasi-

leña notificó Acta a Ampla por entender que la vacatio

legis (entrada en vigencia diferida) de 90 días se refiere

exclusivamente a normas con rango de Ley pero no es

de aplicación a las normas constitucionales, cuyas modi-

ficaciones entran en vigor de forma inmediata. En no-

viembre de 2007 el recurso presentado en la segunda

instancia administrativa (Consejo de Contribuyentes) fue

decidido en contra de Ampla. En octubre de 2008 Ampla

presentó recurso especial que no fue aceptado. El 30 de

diciembre de 2013, Ampla fue notificada de la decisión

que no aceptó el argumento de Ampla que el pago de la

COFINS no era debido en el período de diciembre de

2001 a marzo de 2002 por haberse previsto en la Consti-

tución de que los cambios legislativos entran en vigor a

los 90 días de su publicación. Ampla presentó acción ju-

dicial con el objeto de asegurar la obtención de certifica-

ción de regularidad fiscal, lo que le permitirá seguir reci-

biendo fondos públicos, por lo que tuvo que garantizar

previamente la deuda tributaria (por la nueva norma de la

Hacienda sobre seguro garantía, publicada en marzo de

2014, el monto de la deuda debe ser incrementada un

20%, y no más en un 30%, por lo que la garantía fue re-

ducida a una cantidad equivalente a 44 mm €). Ampla

presentó el nuevo seguro garantía, cumpliendo los requi-

sitos de la nueva norma. La Hacienda aceptó el seguro

garantía y concedió la certificación de regularidad fiscal.

La ejecución fiscal fue presentada por la Hacienda y Am-

pla presentó su defensa en julio de 2014. No es necesa-

rio presentar una nueva garantía ya que la ya constituida

para la obtención de regularidad fiscal sirve para esta

instancia procesal. Se espera la decisión de primera ins-

tancia judicial. La cuantía asciende a R$149 millones

(aprox. M$ 27.098.332).

4. La Companhia Brasileira de Antibióticos (Cibran) deman-

dó a Ampla, la indemnización por la pérdida de productos

y materias primas, rotura de maquinaria, entre otros,

ocurridos debido al supuesto mal servicio suministrado

por Ampla, entre 1987 y mayo de 1994, así como indem-

nización por daños morales. El proceso se encuentra re-

lacionado a otros cinco procesos, cuyos fundamentos

también son las interrupciones de suministro de energía,

en el período que va entre los años 1987 a 1994, 1994 a

1999 y algunos días del año 2002. El juez ordenó la reali-

zación de una pericia única para estos procesos, la cual

fue desfavorable en parte para Ampla, por lo que fue im-

pugnada solicitándose la práctica de un nuevo peritaje.

nal en pleno y no por un solo ministro. La parte deman-

dante impugnó esta decisión. La decisión del día 28 de

agosto de 2012 fue publicada el 10 de diciembre de 2012,

habiendo sido presentados Embargos de Declaração por

Ampla y el Estado de Río de Janeiro para subsanar un

error existente en la publicación de la misma, con objeti-

vo de evitar divergencias futuras. El 27 de mayo de 2013

los Embargos de Declaração presentados por Ampla y el

Estado del Río de Janeiro fueron aceptados y corregido

el error. El 25 de agosto de 2015 se dictó fallo rechazán-

dose recurso interpuesto por la parte demandante. El

fallo fue publicado el 10 de diciembre de 2015 y el 15 de

diciembre de 2015 Basilus ha presentado recursos de

Embargos de Aclaración, pendientes de resolverse. La

cuantía de este juicio asciende aproximadamente a R$

1.344 millones (aprox. M$ 244.430.592).

2. Acta levantada por la administración tributaria por su-

puesta mal contabilización de la amortización total de la

plusvalía. La administración Tributaria argumenta que la

amortización total de la plusvalía (mayor valor) realizada

por Endesa Brasil, ahora denominada Enel Brasil, en el

año 2009 contra las cuentas de patrimonio, debería ha-

ber ocurrido contra cuentas de resultado. Con ello, el

procedimiento realizado seria inadecuado y en realidad

se habría generado un lucro mayor, y por consecuencia,

una supuesta distribución de dividendos más elevada. El

supuesto exceso en los dividendos fue interpretado por

la administración tributaria como pagos a no residentes,

lo que estaría sujeto a 15% de impuesto a la renta rete-

nido en la fuente. La compañía señala que todos los pro-

cedimientos adoptados por Endesa Brasil (Enel Brasil)

fueron basados en la interpretación de la compañía y en

las normas de contabilidad de Brasil (BR GAAP), los cua-

les fueron confirmados por el auditor externo y por un

despacho de abogados a través de una opinión legal

(Souza Leão Advogados). En diciembre 2014, la compa-

ñía ha presentado defensa en la primera instancia admi-

nistrativa. Se está a la espera de la decisión de primera

instancia administrativa. La cuantía asciende a R$ 233

millones (aprox. M$ 42.375.244).

3. En diciembre de 2001 la Constitución Federal brasileña

fue modificada con la finalidad de someter la venta de

energía eléctrica a tributación por la Contribución Finan-

ciera a la Seguridad Social (COFINS), que es un tributo

que recae sobre los ingresos. La Constitución establece

que los cambios legislativos referentes a contribuciones

sociales entran en vigor a los 90 días de su publicación,


ción los valores pagados por COFINS por los periodos

solicitados. La decisión no es definitiva y aún debe ser

confirmada en instancia superior. La Hacienda Pública

presentó recurso en contra de dicha decisión, pero sólo

por temas de forma, ante el tribunal de Rio de Janeiro.

En octubre 2014, el Tribunal de Rio determinó un nuevo

juzgamiento en la primera instancia judicial por entender

que, en el fallo anterior, la Hacienda Pública no había te-

nido oportunidad de manifestarse. En mayo 2015, la au-

toridad tributaria presentó su alegato final y en julio 2015

una nueva decisión favorable de primera instancia decla-

ró el derecho de Ampla a la restitución de COFINS paga-

dos desde 1992 hasta 1996. En agosto 2015, las autori-

dades tributarias apelaron ante el Tribunal de Río de

Janeiro. Importe solicitado por Ampla a devolver R$ 167


6. En 1998, para financiar la adquisición de Coelce, Ampla

realizó una emisión en el exterior de deuda a largo plazo

a través de títulos denominados Fixed Rate Notes

(FRNs) que se acogió a un régimen fiscal especial por el

cual estaban exentos de tributación en Brasil los intere-

ses percibidos por los suscriptores no residentes cuan-

do la deuda se emitía con un vencimiento mínimo de 8

años. En 2005 la Administración Tributaria brasileña no-

tificó a Ampla un Acta en la que declara la no aplicación

del régimen fiscal especial, al entender que se habían

producido implícitamente amortizaciones anticipadas

antes del cumplimiento del plazo, debido a que Ampla

había obtenido financiación en Brasil que destinó a fi-

nanciar a los suscriptores de los FRNs. En opinión de

Ampla, se trata de dos operaciones independientes y

jurídicamente válidas. La no aplicación del régimen su-

pone que Ampla habría incumplido la obligación de rete-

ner el impuesto e ingresarlo sobre los intereses paga-

dos a los suscriptores no residentes. El Acta fue

recurrida y en 2007 el Consejo de Contribuyentes la

anuló. Sin embargo, la Administración Tributaria brasile-

ña recurrió esta decisión ante la Cámara Superior de

Recursos Fiscales, última instancia administrativa y el 6

de noviembre de 2012 falló en contra de Ampla. La de-

cisión fue notificada a Ampla el 21 de diciembre de

2012 y el 28 de diciembre de 2012 Ampla procedió a

presentar un recurso de aclaración al mismo órgano,

con el objetivo de que se aclare en una resolución final

los puntos contradictorios del fallo y que se incorporen

al mismo los argumentos de defensa relevantes que

fueron omitidos. El 15 de octubre de 2013 Ampla fue

intimada de la decisión que rechazó el recurso de acla-

En septiembre de 2013 el juez rechazó el pedido anterior,

ante lo cual Ampla interpuso embargos de declaración y

posteriormente Agravo de Instrumento, todos los cuales

fueron rechazados. En contra de esto último, Ampla in-

terpuso recurso especial en agravo de instrumento ante

el Superior Tribunal de Justicia, el que se encuentra pen-

diente de resolución. En septiembre de 2014, se dictó

sentencia de primera instancia en uno de estos proce-

sos, condenándose a Ampla al pago de una indemniza-

ción de 200.000 reales (aprox. M$ 36.373) por daños

morales, además del pago de daños materiales causa-

dos debido a las fallas en la prestación del servicio, los

cuales deberán ser evaluados por un perito en la etapa

de ejecución de la sentencia. En contra de esta senten-

cia, Ampla presentó Embargos de Aclaración, los que

fueron rechazados. En diciembre de 2014 Ampla interpu-

so recurso de apelación, el cual se encuentra pendiente

de resolverse. Con fecha 1 de junio 2015 se dictó senten-

cia en otro de estos procesos, condenándose a Ampla al

pago de una indemnización de R$ 80.000 (aprox. M$

14.534) por los daños morales sufridos y, además, al

pago de una indemnización por los daños materiales en

razón de las fallas del servicio de Ampla por R$

95.465.103 (aprox. M$17.362.047) (más actualización

monetaria e intereses). Ampla presentó en contra de

este fallo Embargos de Aclaración, los que fueron recha-

zados por el juez. Ampla presentó recurso de apelación.

En los procesos restantes, está pendiente se dicte sen-

tencia de primera instancia. La cuantía de todos los liti-

gios se estima en aprox. R$ 374.014.593 (aprox. M$

68.021.285).

5. Tras ganar, en definitiva, en 2010, el litigio relativo a la

inmunidad de COFINS, en el cual la Hacienda Pública in-

tentaba revocar, mediante una acción rescisoria, una

sentencia firme y ejecutoriada de agosto de 1996 a favor

de Ampla, que la amparaba para no pagar COFINS (hasta

el año 2001, en que se modificó la Constitución para gra-

var expresamente las operaciones con energía eléctrica

con ese tributo), Ampla ha retomado una acción iniciada

en 1996. Esta acción había quedado suspendida mien-

tras se tramitaba el litigio descrito en primer lugar, solici-

tando la restitución de COFINS que había pagado desde

abril de 1992 a junio de 1996, basada en que la sentencia

firme a su favor sobre la inmunidad es aplicable a ejerci-

cios anteriores y que, por tanto, tenía el derecho a la de-

volución de lo que había pagado indebidamente. En junio

de 2013, hubo decisión de primera instancia judicial a fa-

vor de Ampla, declarando el derecho a recibir en restitu-


puestos pendientes). Ampla alega que, de no resultar

aplicables las citadas amnistías fiscales a Ampla, la ley

trataría peor a los contribuyentes que se han retrasado

sólo unos días en el pago de los impuestos (caso de Am-

pla) respecto a aquéllos que, con posterioridad, se aco-

gieron formalmente a las distintas amnistías fiscales re-

gularizando su situación tributaria a través del ingreso de

los impuestos no pagados en el pasado.

El Consejo Pleno (órgano especial del Consejo de Con-

tribuyentes, última instancia administrativa) dictó el

fallo el 9 de mayo de 2012 en contra de Ampla. Este

fallo fue notificado el 29 de agosto de 2012. Ampla so-

licitó a la Hacienda Pública Estadual la revisión de la

decisión a través de un procedimiento especial de re-

visión sobre la base del principio de equidad, ante el

Gobernador del Estado de Río de Janeiro. El recurso

no ha sido aún resuelto, por lo que la deuda tributaria

debería estar suspendida. Sin embargo, el Estado de

Rio de Janeiro ha inscrito la deuda en el registro públi-

co como si fuera exigible, lo que ha obligado a aportar

el 12 de noviembre de 2012 una garantía de 101 mm €

(293 mm reales) con objeto de suspenderla y seguir

percibiendo fondos públicos. El 4 de junio de 2013, en

decisión de segunda instancia se aceptó recurso pre-

sentado por la Hacienda Pública del Estado de Río de

Janeiro en contra de la garantía presentada por Ampla.

En septiembre de 2013, Ampla presentó carta de fian-

za para sustituir el seguro de garantía rechazado por el

tribunal. Sin embargo, Ampla reiteró al abogado del

Estado la solicitud de revisión que sigue pendiente de

manifestación. A pesar de lo anterior, la Hacienda pre-

sentó ejecución fiscal y Ampla presentó su defensa.

No es necesario presentar una nueva garantía ya que

la ya constituida para la obtención de regularidad fiscal

sirve para esta instancia procesal.

En junio 2015, la Suprema Corte de Brasilia falló a favor

de Ampla una acción deducida por ésta última en el año

2002 en contra de la constitucionalidad de las leyes dic-

tadas. Esta decisión implicará la suspensión de los pro-

cedimientos de cobro de multas e intereses, ya que el

impuesto se encuentra pagado. El Estado de Río de

Janeiro podría eventualmente apelar, pero sus posibili-

dades de ganar son muy restringidas ya que este fallo

fue emitido por el pleno. Además, esta sentencia signi-

ficará la eliminación de la garantía. La decisión fue publi-

cada con fecha 02.10.2015 y la Hacienda tiene 10 días

para presentar recursos. Transcurrido ese plazo la reso-

ración (“Embargo de Declaración”) presentado el 28 de

diciembre de 2012. Con ello, Ampla presentó acción ju-

dicial cautelar con el objeto de asegurar la obtención de

certificación de regularidad fiscal, lo que le permitie se-

guir recibiendo fondos públicos, por lo que tuvo que

garantizar previamente la deuda tributaria (por la nueva

norma de la Hacienda sobre seguro garantía, publicada

en marzo de 2014, el monto de la deuda debe ser incre-

mentada un 20%, y no más en el 30% de anterior, por

lo que la garantía fue reducida a una cantidad equivalen-

te a 331 mm €). En abril 2014, Ampla presentó el nuevo

seguro garantía, cumpliendo los requisitos de la nueva

norma. La Hacienda aceptó el seguro garantía y conce-

dió la certificación de regularidad fiscal. La Hacienda

presentó ejecución fiscal y Ampla opuso su defensa el

27 junio 2014. No es necesario presentar una nueva ga-

rantía ya que la constituida para la obtención de regula-

ridad fiscal sirve para esta instancia procesal. Es impor-

tante señalar que la resolución negativa final de la

Cámara Superior implica la posible apertura del proceso

penal contra determinados empleados y administrado-

res de AMPLA (ya que el Consejo confirmó la supuesta

existencia de simulación). Se espera la decisión de pri-

mera instancia judicial. La cuantía asciende a R$1.128


7. En el año 2002, el Estado de Río de Janeiro, a través de

un decreto, estableció que el ICMS (equivalente al IVA

chileno) debería ser liquidado e ingresado los días 10, 20

y 30 del mismo mes en que se produce el devengo del

Impuesto. Ampla no adoptó este sistema entre septiem-

bre 2002 y febrero 2005 por problemas de caja, y conti-

nuó ingresando el ICMS de acuerdo con el sistema ante-

rior (ingreso durante los cinco días posteriores al mes en

que se devenga). Además, Ampla interpuso una acción

judicial para discutir la constitucionalidad de la exigencia

del ingreso anticipado. Ampla no logró éxito en esa ac-

ción en ninguna de las fases del proceso, sin perjuicio de

encontrarse pendiente de decisión en un recurso ante el

STF (Tribunal de Brasilia que juzga temas constituciona-

les). Desde marzo de 2005 Ampla viene liquidando con-

forme a la nueva normativa. La Administración notificó

en septiembre de 2005, un acta liquidando la multa e

intereses derivadas del ingreso fuera del plazo legal fija-

do en el mencionado Decreto del año 2002. Ampla im-

pugnó el acta ante Tribunales Administrativos, sobre la

base de las Leyes de Amnistía fiscal del Estado de Río de

Janeiro publicadas en 2004 y 2005 (que condonaban in-

tereses y sanciones si el contribuyente ingresaba los im-


Cien

1. En octubre de 2009 Tractebel Energía S.A. demandó a

CIEN basado en el supuesto incumplimiento del “Con-

trato de Compra y Venta de 300 MW de Potencia firme

con energía asociada proveniente de Argentina” entre

CIEN y Centrais Geradoras do Sul do Brasil S.A. (Gerasul

– actualmente Tractebel Energía) celebrado en 1999. Trac-

tebel pide la condena de CIEN al pago de multa resciso-

ria de R$117.666.976 (aprox. M$ 21.399.857) y demás

penalidades por la indisponibilidad de “potencia firme y

energía asociada”, las que se solicita sean determinadas

en la fase de liquidación de la sentencia. El incumpli-

miento alegado se habría producido al no garantizar CIEN

la disponibilidad de potencia contractualmente asegura-

da a Tractebel por el plazo de 20 años, lo que supuesta-

mente habría pasado a ocurrir desde marzo de 2005.

Tractebel, en mayo de 2010 ha notificado a CIEN, pero no

en sede judicial, su intención de ejercer el derecho de

toma de posesión de la Línea I (30%). El proceso está en

primera instancia. CIEN solicitó la acumulación de esta

acción con otra iniciada por ella en contra de Tractebel en

el año 2001, en la cual se discute el cobro de valores

relativos a temas cambiarios y tributarios, lo que fue re-

chazado por el tribunal. Posteriormente, CIEN presentó

al tribunal una solicitud de suspensión del proceso por el

plazo de 180 días, para evitar decisiones divergentes, pe-

dido que fue aceptado por el tribunal habiéndose sus-

pendido la tramitación del presente juicio hasta que el

tribunal emita su fallo en la demanda anterior de Cien

contra Tractebel. El tribunal dictó una resolución exten-

diendo esta suspensión hasta el 9 de julio de 2015. El

juicio no ha tenido movimiento alguno.

2. En el año 2010 fue notificada a CIEN una demanda inter-

puesta por Furnas Centrais Eletricas S.A., en razón del

supuesto incumplimiento por parte de CIEN del contrato

de Compra de Potencia Firme con Energía Asociada para

adquisición de 700 MW de potencia firme con energía

asociada proveniente de Argentina, el cual fuera suscrito

en 1998 con una vigencia de 20 años a partir de junio de

2000. En su demanda, Furnas solicita se condene a CIEN

a pagar R$520.800.659 (aprox. M$ 94.716.974), corres-

pondiente a la multa rescisoria prevista en el contrato,

más actualizaciones e intereses de mora, desde la pre-

sentación de la demanda hasta el pago efectivo, y las

demás penalidades por la indisponibilidad de “potencia

firme y energía asociada”, y otros conceptos, a ser deter-

minados en la sentencia definitiva. Se dictó sentencia de

lución se hará definitiva, en dicha oportunidad se pre-

sentará la resolución ante el órgano (proceso) adminis-

trativo recaudatorio. La Hacienda no presentó recursos

y con fecha 25 de octubre de 2015, Ampla presentó la

resolución emitida por la Suprema Corte de Brasilia fa-

vorable a la empresa, ante el órgano administrativo re-

caudatorio. La cuantía asciende a R$ 285 millones

(aprox. M$ 51.832.380).

8. El Sindicato de los Trabajadores de Niterói, representan-

do a 2.841 empleados, interpuso una reclamación labo-

ral en contra de Ampla, solicitando el pago de diferen-

cias salariales en un 26,05% a partir de febrero de 1989,

en virtud del Plan Económico instituido por Decreto-ley

nº 2.335/87. En primera instancia, se dictó sentencia

parcialmente desfavorable a Ampla, la cual determinó el

pago de las diferencias salariales solicitadas desde el 1

de febrero de 1989, además de honorarios de abogados

en un 15%. Ampla interpuso varios recursos, entre

ellos un Recurso Extraordinario, pendiente de resolu-

ción. El Tribunal ordenó la celebración de una audiencia

de conciliación, que se celebró sin éxito. Paralelamente,

Ampla ha presentado una Exceção de Pré-executivida-

de con base en la jurisprudencia del Supremo Tribunal

Federal, que ha declarado con anterioridad la no exis-

tencia de un derecho adquirido al reajuste (URP) -Unida-

de de Referência de Preços- del Decreto-ley nº 2.235/87.

Además, Ampla alegó la excepción de pago de estos

reajustes y, subsidiariamente solicitó se declare la limi-

tación de este reajuste a la fecha base (octubre/89). En

primera instancia, Ampla logró la declaración de la inexi-

gibilidad del título judicial, en contra de lo cual la se pre-

sentó un recurso de Agravo de Petição, obteniendo éxi-

to en parte con respecto al tema de la excepción de

pago, pero manteniéndose en lo demás lo sustentado

por Ampla en cuanto a la limitación de las diferencias

salariales a la fecha base (octubre/89). Con fecha 10 de

septiembre de 2014 se resolvió por el tribunal rechazar

los recursos (agravo de instrumento) presentados por

ambas partes, las cuales interpusieron Embargos de

Aclaración en contra de esta decisión. En junio 2015

Ampla ha presentado sus descargos (contra razones)

para que se rechace por el tribunal el Recurso Extraordi-

nario interpuesto por el Sindicato. El 16 de diciembre de

2015 el Recurso Extraordinario ha sido enviado al Su-

premo Tribunal Federal para juzgamiento. La cuantía de

este proceso se estima en aprox. R$ 63.678.286 (aprox.

M$ 11.581.042).


zando el valor de los pagos como tampoco realizar los

ajustes que procedían. En 1998 COELCE fue privatizada,

oportunidad en la cual pasó a formar parte del Grupo

Enersis, y siguió pagando el arriendo de las redes a las

cooperativas del modo que se venía haciendo hasta an-

tes de su privatización, esto es, sin actualizar los valores

de los arriendos. Consecuencia de lo anterior, algunas de

estas cooperativas han interpuesto acciones judiciales

en contra de Companhia Energética do Ceará S.A., entre

las cuales destacar las dos acciones iniciadas por Coope-

rativa de Eletrificacao Rural do V do Acarau Ltda (Coper-

va) y las interpuestas por Coperca y Coerce. La defensa

de Coelce se basa fundamentalmente en que no es pro-

cedente la actualización de las rentas, ya que los activos

carecerían de valor al tener una vida útil muy prolongada,

atendida la depreciación de los mismos; o, alternativa-

mente, en el caso que los activos tuviesen algún valor,

en que éste sería muy bajo, dado que Coelce es la que

ha realizado la sustitución, ampliación y mantenimiento

de los mismos. El importe total de estos juicios con Co-

perva corresponde a aprox. R$179.581.359 (aprox. M$

32.660.102.) En una de las acciones presentadas por Co-

perva, acción de revisión, se practicó una prueba pericial,

la cual fue impugnada por Coelce, aduciendo inconsis-

tencias técnicas y solicitando la realización de una nueva

pericia, lo cual fue rechazado por el juez. En febrero de

2013 el juez decretó “la ejecución anticipada de conde-

na”, definiendo preliminarmente el valor del alquiler men-

sual de las supuestas instalaciones de Coperva, así

como el pago inmediato de la diferencia entre ese valor

y el valor actualmente pagado. Al respecto, se ha presen-

tado un recurso y se ha obtenido una medida cautelar a

favor de Coelce, paralizando la decisión de ejecución an-

ticipada. Con fecha 7 de abril de 2014 se pronunció sen-

tencia de primera instancia, la cual juzgó improcedentes

los pedidos de Coperva. Coperva interpuso recurso de

Apelación y Coelce presentó contra razones.

Se dictó fallo rechazándose la Apelación presentada por

Coperva, que opuso Embargos de Aclaración, acerca de

los cuales el tribunal no ha se manifestado a la fecha. Por

otra parte, en el caso de Coperca, se inició una Acción de

Revisión en 2007 por la cual se pretende reajustar el va-

lor del arriendo de sus líneas de distribución (región cen-

tral del Estado de Ceará), para que éste se calcule en un

1% del valor del bien alquilado, estimado por Coperca en

R$ 15.6 millones (aprox.M$ 2.837.140). Este proceso se

encuentra en primera instancia, sin haberse iniciado to-

davía la etapa probatoria, y su cuantía es de R$94.359.638

primera instancia, en la cual se declara improcedente la

demanda de Furnas, por cuanto no quedó acreditada la

responsabilidad de Cien por incumplimiento de sus obli-

gaciones contractuales, habiéndose aceptado por el tri-

bunal la existencia de fuerza mayor en razón de la crisis

energética en Argentina. La demandante presentó recur-

so de apelación en contra de esta sentencia. Con fecha

10 de julio CIEN presentó al tribunal sus descargos (con-

tra razones) para el rechazo de este recurso presentado

por Furnas. Por otra parte, en relación con los documen-

tos presentados por CIEN en lengua extranjera, el juez

de primer grado determinó la retirada de estos del juicio,

decisión que fue confirmada por la 12ª Cámara Civil del

Tribunal de Justicia. CIEN ha presentado un recurso es-

pecial contra esta última resolución, el cual deberá ser

juzgado por el Tribunal Superior de Justicia. Adicional-

mente CIEN recibió de Furnas una comunicación, no en

sede judicial, indicando que en caso de rescisión por in-

cumplimiento de CIEN, tienen derecho a adquirir el 70%

de la Línea I.

Coelce

1. En el año 1982, y en el marco de un proyecto de

ampliación de la red de suministro de energía eléctrica

de zonas rurales en Brasil, financiado principalmente por

órganos financieros internacionales (BID), Companhia

Energética do Ceará S.A. (COELCE), entonces propiedad

del Estado de Ceará, firmó contratos de utilización del

sistema eléctrico con 13 cooperativas, las cuales habían

sido creadas a instancias del Gobierno y por exigencias

de estos órganos financieros para efectos de implemen-

tar este proyecto. Estos contratos establecían la obliga-

ción de COELCE de pago de un arriendo mensual actua-

lizable con la inflación, responsabilizándose a COELCE

de la operación y mantenimiento de estos activos. Estos

contratos se suscribieron por plazo indefinido y, dadas

las circunstancias de la creación de las electrificadoras

rurales, así como del entonces carácter público de COEL-

CE, no quedó en ellos establecida una clara identifica-

ción de las redes que eran objeto del contrato, toda vez

que las mismas se han repuesto y ampliado desde la

época, confundiéndose estos activos con los de propie-

dad de la compañía. Desde el año 1982 hasta junio 1995

COELCE pagó regularmente el arriendo por la utilización

del sistema eléctrico a las cooperativas, actualizado

mensualmente por el índice de inflación correspondien-

te. Sin embargo, a partir de junio de 1995, COELCE, sien-

do aún propiedad estatal, decidió no continuar actuali-


fensa administrativa y está pendiente su decisión. Res-

pecto del año 2010: El acta fue recibida en enero 2015 y

Coelce presentó su defensa en primera instancia admi-

nistrativa. Las próximas actuaciones son seguir con la

defensa de los procesos judiciales y administrativos. La

cuantía de estas reclamaciones asciende a R$123 millo-

nes (aprox. M$ 22.369.764 )

Endesa Fortaleza

1. En febrero de 2004, dos impuestos brasileños, COFINS

y PIS, se modificaron de un régimen acumulativo (impo-

sición en 3.65% sin deducción de créditos) a un régimen

no acumulativo (9,25% con créditos). De acuerdo con la

Ley, los bienes a largo plazo y los contratos de suministro

de servicios ejecutados antes de 31/10/2003 bajo “pre-

cio predeterminado”, podrían permanecer en el régimen

acumulativo. Endesa Fortaleza había firmado contratos

de compra de energía que cumplieron con los requisitos,

por lo que los ingresos de los contratos inicialmente se

tributan bajo el régimen acumulativo, que es más bene-

ficioso. En noviembre de 2004, se publicó un acto admi-

nistrativo que define el concepto de “precio predetermi-

nado”. Según ella, los contratos de CGTF (Endesa

Fortaleza) deben estar sujetos al régimen no acumulati-

vo. En noviembre de 2005, una nueva Ley aclara el con-

cepto de “precio predeterminado”. Con base en la Ley de

2005, el régimen que debe aplicarse a los contratos era

el acumulado (más beneficioso). Además, la ANEEL emi-

tió una (Ley Administrativa) Nota técnica indica que los

contratos celebrados en virtud de sus normas y con su

aprobación cumplen con el requisito de Derecho. El PIS

y COFINS pagado en exceso bajo el régimen no acumu-

lativo por CGTF y CIEN, entre noviembre de 2004 no-

viembre de 2005, generan créditos fiscales, que fueron

utilizados para pagar otros impuestos debidos. Sin em-

bargo, las autoridades fiscales en el 2009 rechazaron los

procedimientos de compensación. Adicionalmente, en

febrero de 2007, la Administración Tributaria de Brasil le-

vantó un acta a Endesa Fortaleza por PIS/COFINS por los

periodos diciembre de 2003 y de febrero de 2004 a no-

viembre de 2004, en relación a supuestas diferencias

que se habrían producido entre los importes declarados

en la declaración anual (donde se informaron los impor-

tes de PIS/COFINS bajo el nuevo régimen no acumulati-

vo) y los importes declarados en la declaración mensual

(donde se informaron los importes debidos bajo el anti-

guo régimen acumulativo) Endesa Fortaleza impugnó el

acta y ésta fue juzgada procedente sólo respecto de oc-

(aprox. M$ 17.160.998). En el caso de Coerce, la Acción

de Revisión se inició en 2006, y mediante ella se preten-

de reajustar el valor del alquiler de sus líneas de distribu-

ción (región central del Estado de Ceará), para que se

calcule en la base del 2% del valor del bien arrendado. La

cuantía de este proceso es de R$ 108.628.889 (aprox.

M$19.756.118) Este proceso, al igual que COPERCA, no

ha sido impulsado por la demandante y se encuentra en

primera instancia.

2. Coelce factura al consumidor de “baja renta” (bajos in-

gresos) con un descuento social, lo que determina una

tarifa final denominada de “baja renta”. El Estado com-

pensa a Coelce ese descuento a título de subsidio esta-

tal. El ICMS (equivalente al IVA chileno) es trasladado

(repercutido) por Coelce sobre el importe de la tarifa nor-

mal (sin el descuento). Por otro lado, el Estado de Ceará

establece que el ICMS no aplica a facturaciones de entre

0 y 140 kwh. Por otra parte, Coelce, a efectos de calcular

el importe de ICMS deducible respecto del total ICMS

soportado en las compras de energía, debe aplicar la re-

gla de “prorrata”. La regla señala que es deducible el por-

centaje que representen los ingresos gravados por ICMS

sobre el total de ingresos (gravados por ICMS y no grava-

dos con ICMS). Coelce considera, a efectos de su inclu-

sión en el denominador de la prorrata, que el ingreso no

gravado es el resultante de aplicar el precio de venta final

de la energía (precio una vez descontado el subsidio) y la

Administración sostiene que el ingreso no gravado es el

precio de la tarifa normal (sin descontar el subsidio). La

posición de la Administración implica un menor porcen-

taje de deducción de ICMS. La Hacienda entiende que

en el cálculo de “Prorrata de ICMS” debería ser conside-

rado el valor normal de la tarifa en los casos de venta de

energía a “baja renta”, en lugar de la tarifa reducida que

es utilizada por Coelce. El criterio de la Hacienda resulta

en un mayor porcentaje de ICMS no recuperable, por lo

que resulta un mayor ICMS a pagar. Coelce sostiene que

su cálculo está correcto, pues debe ser utilizado en el

cálculo de “Prorrata de ICMS” el valor reducido de la ta-

rifa pues ese es el real valor de la operación de venta de

energía (la base del ICMS es el valor de la operación de

salida de la mercancía). Respecto de Litigio año 2005 y

2006: Tras la decisión desfavorable en el proceso admi-

nistrativo, Coelce aguarda la presentación de la ejecu-

ción judicial por el Estado. Sin embargo, Coelce ya ha

presentado la garantía bancaria para asegurar su derecho

de certificación de regularidad fiscal. Respecto de los Li-

tigios de años 2007, 2008 y 2009: Coelce presentó de-


mente el 18 de enero de 2016, y desde su suscripción, no

fue desembolsada. Se está negociando la contratación de

la nueva línea de crédito y se espera suscribirla durante

febrero 2016 bajo similares condiciones contractuales que

las anteriores considerando la nueva estructura societaria.

La línea de crédito internacional de Endesa Chile bajo ley

del Estado de Nueva York, suscrita en julio 2014 y que expi-

ra en julio de 2019, tampoco hace referencia a ninguna de

sus filiales, por lo que el cross default sólo se puede origi-

nar por incumplimiento de otra deuda de Endesa Chile.

Para que se produzca el aceleramiento de la deuda de esta

línea de crédito debido al cross default originado en otra

deuda, el monto en mora en una deuda debe exceder los

US$ 50 millones, o su equivalente en otras monedas, y

además deben cumplirse otras condiciones adicionales, in-

cluyendo la expiración de períodos de gracia (si existieran

en el contrato en incumplimiento), y la notificación formal

de la intención de acelerar la deuda por parte de acreedo-

res que representen más del 50% del monto adeudado o

comprometido en el contrato. A esta fecha, esta línea de

crédito se encuentra no desembolsada.

En los bonos de Endesa Chile registrados ante la Securities

and Exchange Commission (“SEC”) de los Estados Unidos

de América, comúnmente denominados “Yankee Bonds”, el

cross default por no pago podría desencadenarse por otra

deuda de Endesa Chile, o de cualquiera de sus filiales chile-

nas, por cualquier monto en mora, siempre que el principal

de la deuda que da origen al cross default exceda los US$ 30

millones, o su equivalente en otras monedas. El acelera-

miento de la deuda por causal de cross default no se da en

forma automática, sino que deben exigirlo los titulares de al

menos un 25% de los bonos de una determinada serie de

Yankee Bonds. Adicionalmente, los eventos de quiebra o in-

solvencia de filiales en el extranjero no tienen efectos con-

tractuales en los Yankee Bonds de Endesa Chile. El Yankee

Bond de Endesa Chile de mayor plazo vence en febrero de

2097. Los otros vencimientos de Yankee Bonds son en 2024,

2027 y 2037. Para el caso del Yankee Bond con vencimiento

en 2024 (emitido en abril 2014), el umbral que da origen a

cross default aumentó a US$ 50 millones, o su equivalente

en otras monedas.

Los bonos de Endesa Chile emitidos en Chile estipulan que

el cross default se puede desencadenar sólo por incumpli-

miento del Emisor, en los casos en que el monto en mora

exceda los US$ 50 millones en una deuda individual, o su

equivalente en otras monedas. A su vez, el aceleramiento

debe ser exigido en junta de tenedores de bonos por los ti-

tubre 2004. Endesa Fortaleza presentó recurso ante la

segunda instancia administrativa y ésta falló mantenien-

do la decisión de primera instancia. Endesa Fortaleza

presentó recurso a la Cámara Superior de Recursos Fis-

cales que aguarda juzgamiento. Además, la segunda ins-

tancia administrativa falló a favor de Endesa Fortaleza 20

procedimientos de compensación que se refieren al mes

de diciembre de 2005 y la autoridad tributaria apeló al

Consejo Superior de Recursos Fiscales. La cuantía as-

ciende a R$ 75 millones aprox. (aprox. M$ 13.640.100).

La Administración de Endesa Chile considera que las

provisiones registradas en el Balance de Situación Con-

solidado adjunto cubren adecuadamente los riesgos por

los litigios y demás operaciones descritas en esta Nota,

por lo que no esperan que de los mismos se desprendan

pasivos adicionales a los registrados.

Dadas las características de los riesgos que cubren estas

provisiones, no es posible determinar un calendario razo-

nable de fechas de pago si, en su caso, las hubiese.

34.4 Restricciones financierasDiversos contratos de deuda de la sociedad, como de algu-

nas de sus filiales, incluyen la obligación de cumplir ciertos

covenants financieros, habituales en contratos de esta natu-

raleza. También existen obligaciones afirmativas y negativas

que exigen el monitoreo de estos compromisos. Adicional-

mente, existen restricciones impuestas en las secciones de

eventos de incumplimiento de los contratos, que exigen su

cumplimiento.

1) Incumplimiento cruzado o Cross Default

Algunos de los contratos de deuda financiera de Endesa

Chile contienen cláusulas de cross default. La línea de cré-

dito bajo ley chilena, que Endesa Chile subscribió en febre-

ro de 2013 estipula que el cross default se desencadena

sólo por incumplimiento del propio Deudor, es decir de

Endesa Chile, no haciendo referencia a sus filiales. Para

que se produzca el aceleramiento de la deuda de esta línea

debido al cross default originado en otra deuda, el monto

en mora en una deuda debe exceder los US$ 50 millones,

o su equivalente en otras monedas y además deben incluir-

se otras condiciones adicionales como por ejemplo la expi-

ración de periodos de gracia. Esta línea se cerró anticipada-


de empresas asociadas, y, ii) los Gastos financieros; am-

bos ítems referidos al periodo de cuatro trimestres con-

secutivos que terminan al cierre del trimestre que se está

informando. Al 31 de diciembre de 2015, la relación men-

cionada fue de 8,21.

> Posición Activa Neta con Empresas Relacionadas: Se

debe mantener una Posición Activa Neta con Empresas

Relacionadas menor o igual a cien millones de dólares. La

Posición Activa Neta con Empresas Relacionadas es la

diferencia entre: i) la suma de Cuentas por cobrar a enti-

dades relacionadas, corriente, Cuentas por cobrar a enti-

dades relacionadas, no corriente, menos operaciones del

giro ordinario de los negocios a menos de 180 días, ope-

raciones de asociadas de corto plazo de Endesa Chile en

las que no tiene participación Enersis S.A., y operaciones

de asociadas de largo plazo de Endesa Chile en las que no

tiene participación Enersis S.A.; y ii) la suma de Cuentas

por pagar a entidades relacionadas, corriente, Cuentas

por pagar a entidades relacionadas, no corriente, menos

operaciones del giro ordinario de los negocios a menos

de 180 días, operaciones de asociadas de corto plazo de

Endesa Chile en las que no tiene participación Enersis

S.A., y operaciones de asociadas de largo plazo de Endesa

Chile en las que no tiene participación Enersis S.A. Al 31

de diciembre de 2015, considerando el tipo de cambio

dólar observado de esa fecha, la Posición Activa Neta con

Empresas Relacionadas fue negativa en US$ 341,86 mi-

llones, indicando que Enersis Américas S.A. es un acree-

dor neto de Endesa Chile, no un deudor neto.

Serie M

> Nivel de Endeudamiento Consolidado: Se debe mantener

una relación entre Obligaciones Financieras y Capitaliza-

ción Total menor o igual a 0,64. Obligaciones Financieras

es la suma entre Préstamos que devengan intereses, co-

rriente, Préstamos que devengan intereses, no corrien-

tes, Otros pasivos financieros, corrientes, y Otros pasivos

financieros, no corrientes, mientras que Capitalización

Total es la suma entre Obligaciones Financieras y Patri-

monio Total. Al 31 de diciembre de 2015, el Nivel de En-

deudamiento fue de 0,19.

> Patrimonio Consolidado: Ídem Serie H.

> Coeficiente de Cobertura de Gastos Financieros: Ídem

Serie H.

Además, el resto de la deuda, así como las líneas de crédito

no desembolsadas de Endesa Chile incluyen otros cove-

nants como Razón de Endeudamiento y Capacidad de Pago

tulares de al menos un 50% de los bonos de una determina-

da serie.

2) Covenants Financieros

Los covenants financieros son compromisos contractuales

sobre ratios financieros con umbrales de niveles mínimos o

máximos, según sea el caso, que la empresa se obliga a

satisfacer en momentos determinados de tiempo (trimes-

tralmente, anualmente, etc.) y en algunos casos siempre y

cuando se cumplan ciertas condiciones. La mayoría de los

covenants financieros que tiene el Grupo Endesa Chile limi-

tan el nivel de endeudamiento y evalúan la capacidad de ge-

nerar flujos para hacer frente a los servicios de la deuda de

las empresas. Para varias compañías también se exige la

certificación periódica de dichos covenants. Los tipos de co-

venants y sus respectivos umbrales varían según el tipo de

deuda y contrato.

Los bonos locales de Endesa Chile incluyen los siguientes

covenants financieros, cuyas definiciones y fórmulas de cál-

culo se establecen en los respectivos contratos.

Serie H

> Nivel de Endeudamiento Consolidado: Se debe mantener

una relación entre Obligaciones Financieras y Capitaliza-

ción Total menor o igual a 0,64. Obligaciones Financieras

es la suma entre Préstamos que devengan intereses, co-

rriente, Préstamos que devengan intereses, no corrien-

tes, Otros pasivos financieros, corrientes, Otros pasivos

financieros, no corrientes y Otras obligaciones garantiza-

das por el Emisor o sus filiales, mientras que Capitaliza-

ción Total es la suma entre Obligaciones Financieras y el

Patrimonio Total. Al 31 de diciembre de 2015, el Nivel de

Endeudamiento fue de 0,19.

> Patrimonio Consolidado: Se debe mantener un Patrimo-

nio Mínimo de $761.661 millones, límite que se actualiza

al cierre de cada ejercicio, según lo establecido en el con-

trato. El Patrimonio corresponde al Patrimonio neto atri-

buible a los propietarios de la controladora. Al 31 de di-

ciembre de 2015, el Patrimonio neto atribuible a los

propietarios de la controladora de Endesa Chile fue de

$ 2.648.190 millones.

> Coeficiente de Cobertura de Gastos Financieros: Se debe

mantener un Coeficiente de Cobertura de Gastos Finan-

cieros mayor o igual a 1,85. La cobertura de gastos finan-

cieros es el cociente entre: i) el Resultado bruto de explo-

tación, más Ingresos financieros y dividendos recibidos


cumplimiento de sus obligaciones financieras aquí resumi-

das, ni tampoco en otras obligaciones financieras cuyo in-

cumplimiento pudiera originar el vencimiento anticipado de

sus compromisos financieros, con la excepción de nuestra

filial argentina de generación Hidroeléctrica El Chocón al cie-

rre de diciembre de 2014. Lo anterior no representa riesgo

de cross default u otro incumplimiento para Endesa Chile.

Al 31 de diciembre de 2015, todos los activos y pasivos rela-

cionados con el negocio de generación fuera de Chile se han

clasificado como activos y pasivos mantenidos para distri-

buir a los propietarios (Ver Nota 4.1).

34.5 Otra Informacióna) Operaciones Continuadas.

Centrales Hidroeléctricas de Aysén.

> En mayo de 2014, el Comité de Ministros revocó la Reso-

lución de Calificación Ambiental (RCA) del proyecto Hi-

droaysén, en el que participa Endesa Chile, acogiendo al-

gunas de las reclamaciones presentadas en contra de

este proyecto. Como es de público conocimiento esta

decisión fue recurrida ante los tribunales medioambienta-

les de Valdivia y Santiago. El 28 de enero de 2015, se

tomó conocimiento que se denegó parcialmente la solici-

tud de derechos de agua realizada por parte de Centrales

Hidroeléctricas de Aysén S.A. (en adelante “Hidroaysén”)

en el año 2008.

Endesa Chile ha manifestado su voluntad de impulsar en

Hidroaysén la defensa de los derechos de agua y la califi-

cación ambiental otorgada al proyecto en las instancias

que corresponda, continuando las acciones judiciales ya

iniciadas o implementando nuevas acciones administrati-

vas o judiciales que sean necesarias para este fin, y man-

tiene el convencimiento de que los recursos hídricos de la

región de Aysén son importantes para el desarrollo ener-

gético del país.

Sin embargo, dada la situación actual, existe incertidum-

bre sobre la recuperabilidad de la inversión realizada has-

ta ahora en Hidroaysén, ya que depende tanto de decisio-

nes judiciales como de definiciones sobre materias de la

agenda de energía que hoy no se está en condiciones de

prever, por lo cual la inversión no se encuentra en el por-

tafolio de proyectos inmediatos de Endesa Chile. En con-

secuencia, al cierre del ejercicio 2014, Endesa Chile regis-

tró una provisión por el deterioro de su participación en

Hidroaysén S.A. por un monto de M$ 69.066.857 (aproxi-

de la Deuda (Ratio Deuda/EBITDA), mientras que los “Yankee

Bonds” no están sujetos al cumplimiento de covenants fi-

nancieros.

En el caso de Endesa Chile, al 31 de diciembre de 2015, el

covenant financiero más restrictivo era la Razón de Endeu-

damiento, correspondiente a las líneas de crédito bajo ley

chilena cerrada anticipadamente el 18 de enero de 2016.

En Perú, la deuda de Edegel incluye los siguientes cove-

nants: Razón de Endeudamiento y Capacidad de pago de la

deuda (Ratio Deuda/EBITDA). Al 31 de diciembre de 2015, el

covenant financiero más restrictivo de Edegel era el Ratio

Deuda/EBITDA, correspondiente al arrendamiento financie-

ro con el Banco Scotiabank, con vencimiento en marzo de

2017.

En Argentina, Costanera tiene un solo covenant que es el de

Deuda Máxima, correspondiente al crédito del Credit Suisse

First Boston International con vencimiento en febrero de

2016. Por su parte, la deuda de El Chocón incluye covenants

de Deuda Máxima, Patrimonio Neto Consolidado, Cobertura

de Intereses, Capacidad de pago de la deuda (Ratio Deuda/

EBITDA) y Razón de Apalancamiento. Al 31 de diciembre de

2015, el covenant más restrictivo era la Razón de Endeuda-

miento del préstamo sindicado que vence en septiembre de

2016.

En Colombia, la deuda de Emgesa tiene un solo covenant

que es el de Deuda Neta/EBITDA, correspondiente al crédito

del Bank of Tokyo con vencimiento en junio de 2017. Sin em-

bargo, la obligación de cumplir con este covenant está suje-

ta a una rebaja de calificación crediticia de Emgesa que im-

plique la pérdida de su calidad de Investment Grade, según

las condiciones establecidas en el contrato. Al 31 de diciem-

bre de 2015, el covenant no se encontraba activo.

El resto de compañías del Grupo no mencionadas en esta

Nota no está sujeta al cumplimiento de covenants financie-

ros.

Por último, en la mayoría de los contratos, el aceleramiento

de la deuda por incumplimiento de estos covenants no se da

en forma automática, sino que deben cumplirse ciertas con-

diciones, como el vencimiento de los plazos de cura estable-

cidos en los mismos, entre otras condiciones.

Al 31 de diciembre de 2015 y al 31 de diciembre de 2014, ni

Endesa Chile ni ninguna de sus filiales se encontraba en in-


Generadores, en la construcción de un Ciclo Combinado

de alrededor de 800 MW +/- 15%, que generará tanto

con gas natural como con gasoil y biodiesel. El nuevo ci-

clo combinado se licitará para ser habilitado en no más de

34 meses a partir de la adjudicación de la obra.

No obstante lo anterior, nuestra filial argentina Central

Costanera aún está presentando déficit en su capital de

trabajo, provocando dificultades en su equilibrio financie-

ro en el corto plazo que compromete a futuro la capacidad

de seguir operando como empresa en funcionamiento y

la recuperabilidad de los activos. Central Costanera espe-

ra revertir la situación actual en la medida en que exista

una resolución favorable de los pedidos realizados al Go-

bierno Nacional de Argentina.

> El 18 de marzo de 2015, la Subsecretaría de Energía Eléc-

trica emitió la Nota SS.EE. 476/2015, la cual establece el

procedimiento para compatibilizar las remuneraciones de

la Resolución SE Nº 95/2013 y los Contratos de Disponibi-

lidad de Ciclos Combinados y Turbovapor celebrados en-

tre Central Costanera y CAMMESA, a partir de febrero de

2014. De acuerdo a lo estipulado en la misma, Central

Costanera deberá renunciar a percibir transitoriamente la

Remuneración Adicional Fideicomiso dispuesta en la Res.

SE. Nº 95/2013 sus modificatorias y complementarias,

que no estuvieran ya comprometidas, y la Remuneración

de los Mantenimientos No Recurrentes establecidos en

la Res. SE Nº 529/2014 y sus modificatorias y comple-

mentarias.

El procedimiento implica la reversión de las deducciones

emitidas y aplicadas a la Sociedad conforme lo instruido

mediante las notas S.E. Nº 7594/2013 y Nº 8376/2013, a

partir de la entrada en vigencia de esa norma. Desde de

la transacción económica del mes de enero de 2015, los

conceptos a los que renuncia la Sociedad deberán ser

aplicados a la compensación de los fondos que CAMME-

SA transfiera a la Sociedad a partir de dicha fecha para la

ejecución de las tareas previstas en los contratos. En el

caso que lo acumulado por los conceptos no alcanzase a

compensar la totalidad de los fondos transferidos por

CAMMESA a la Sociedad deberán ser acumuladas en una

cuenta especial denominada “Cuenta Contratos de Dis-

ponibilidad”. A los efectos de la instrumentación de las

condiciones establecidas previamente, la Sociedad debía

suscribir con CAMMESA, las adendas respectivas a los

contratos.

El 3 de julio de 2015 la Sociedad firmó las adendas con

CAMMESA a los Contratos de Compromiso de Disponibi-

lidad de Ciclos combinados y Turbovapor. Las disposicio-

nes de los Contratos más las modificaciones introducidas

madamente US$ 121 millones).( Ver nota 13.1.a), que per-

manece vigente al 31 diciembre de 2015.

b) Operaciones Discontinuadas.

Central Costanera S.A.

> El 17 de julio de 2015, y con aplicación a partir de las tran-

sacciones económicas correspondientes al mes de febre-

ro de 2015, se publicó la Resolución S.E. Nº 482/2015, la

que, entre otros aspectos, actualizó la remuneración de

los agentes generadores del MEM del tipo térmico con-

vencional o hidráulico nacional (con excepción de los hi-

dráulicos binacionales), reemplazando a tal efecto los

Anexos I, II, III, IV y V de la Resolución S.E. Nº 529/14, e

incluyó un nuevo concepto remunerativo el Recurso para

inversiones FONINVEMEM 2015-2018, el cual es de apli-

cación desde febrero de 2015 hasta diciembre de 2018,

para aquellos generadores que participen de proyectos

de inversión aprobados o a aprobarse por la Secretaría de

Energía. En ese sentido, se reconoce a cada unidad de

generación construida en el marco de las inversiones FO-

NINVEMEM 2015-2018, por un plazo no mayor a 10 años

a partir de su habilitación comercial, una Remuneración

Directa FONINVEMEM 2015-2018 igual al 50% de la Re-

muneración Adicional Directa.

El 5 de junio de 2015, nuestras filiales generadoras de Ar-

gentina firmaron el “Acuerdo para la Gestión y Operación

de Proyectos Aumento de la Disponibilidad de Generación

Térmica y Adaptación de la Remuneración de la Genera-

ción 2015-2018”, en adelante, FONINVEMEM 2015-2018 y

se adhiere a todos los términos establecidos en dicho

acuerdo el 2 de julio 2015. La Adhesión comprende el com-

promiso irrevocable de participar en la conformación del

FONINVEMEM 2015-2018, comprometiendo, de acuerdo

al punto 3.2.v del Acuerdo, las Liquidaciones de Ventas con

Fecha de Vencimiento a Definir (LVFVD) y/o las Acreencias

devengadas o a devengarse durante todo el período com-

prendido entre febrero 2015 y diciembre 2018 inclusive no

comprometidas previamente en programas similares junto

con todas aquellas Acreencias, no utilizadas para destinar-

las al proyecto. Tanto la Secretaría de Energía como los

agentes generadores que adhieren al Acuerdo se reservan

el derecho de dar por resuelto de pleno derecho este

Acuerdo si en los 90 días indicados en punto 9 del Acuer-

do, no se suscriben los acuerdos complementarios res-

pectivos.

Mediante la adhesión de dicho Acuerdo, las sociedades

generadoras participarán, en conjunto con otros Agentes


Aires (“SEGBA”). Dicho crédito financió la adquisición de

los bienes y servicios incluidos en la Orden de Trabajo Nº

4322 (la “Orden”), emitida por SEGBA a favor de un con-

sorcio liderado por Ansaldo S.p.A. de Italia.

De acuerdo con los términos del “Convenio relativo a la

orden de trabajo Nº 4322”: (i) SEGBA otorgó a Central

Costanera S.A. un mandato por el cual ésta administró la

ejecución de las prestaciones contenidas en la Orden y

ejecutó los trabajos y servicios que conforme a la Orden

correspondían a SEGBA; y (ii) Central Costanera S.A. se

obligó a pagar a la Secretaría de Energía de la Nación (la

“Secretaría de Energía”) las cuotas de capital e intereses

que derivan del crédito otorgado por MedioCredito Cen-

trale, a una tasa de 1,75 % anual (el “Convenio”).

En garantía del cumplimiento de las obligaciones econó-

micas asumidas por Central Costanera S.A., los compra-

dores constituyeron una prenda sobre el total de las ac-

ciones de su propiedad. De producirse un incumplimiento

que dé lugar a la ejecución de la garantía, la Secretaría de

Energía podría proceder inmediatamente a la venta de las

acciones prendadas mediante concurso público y podría

ejercer los derechos políticos que corresponden a las ac-

ciones prendadas.

Por aplicación de la Ley Nº 25.561, el Decreto Nº 214/02 y

sus disposiciones reglamentarias, la obligación de pago a

cargo de Central Costanera S.A. emergente del Convenio

ha quedado “pesificada” a la relación de cambio de un

peso igual a un dólar estadounidense, con más la aplica-

ción del coeficiente de estabilización de referencia

(“CER”) y manteniendo la tasa de interés original de la

obligación.

El 10 de enero de 2003, el Poder Ejecutivo Nacional dic-

tó el Decreto Nº 53/03 que modificó el Decreto Nº

410/02 incorporando un inciso j) en su artículo primero.

Mediante esta norma se exceptúa de la “pesificación” a

la obligación de dar sumas de dinero en moneda extran-

jera de los estados provinciales, municipalidades, em-

presas del sector público y privado al Gobierno Nacional

originada en préstamos subsidiarios o de otra naturaleza

y avales, originariamente financiados por organismos

multilaterales de crédito, u originados en pasivos asumi-

dos por el Tesoro Nacional y refinanciados con los acree-

dores externos.

Central Costanera S.A. considera que el préstamo resul-

tante del Convenio no encuadra en ninguno de los su-

puestos previstos en el decreto Nº 53/03 y aún en el su-

puesto que se entendiera que encuadra existen sólidos

fundamentos que determinan la inconstitucionalidad del

decreto Nº 53/03, en tanto viola en forma manifiesta el

por las presentes adendas regulan el acuerdo entre las

partes y se entenderán plenamente vigentes hasta que

haya finalizado el período de vigencia establecido en los

citados contratos.

Como consecuencia de ello, durante el ejercicio 2015 se

reconoció una disminución de $Arg 14.418.986 (M$

1.020.869) en los ingresos por ventas y una pérdida neta

en los otros ingresos / gastos operativos de $Arg

59.225.685 (M$ 4.193.197).

> Durante el mes de diciembre de 2014, se produjo la ope-

ración inicial de la Central Vuelta de Obligado (VOSA) a

ciclo abierto con dos TG de 270 MW cada una, previéndo-

se el cierre como Ciclo Combinado de alta eficiencia para

el mes de octubre 2016.

De acuerdo al informe técnico emitido por las autoridades

de VOSA, las turbinas de gas han pasado por todas las

pruebas de funcionamiento y su comportamiento ha sido

muy bueno, y sólo resta nacionalizar muy pocos compo-

nentes para terminar la segunda etapa, hay certeza de

que la obra se terminará y habilitará en el año 2016.

Por lo antes mencionado, en el mes de diciembre de 2015

se contabilizaron los efectos de la dolarización de las

acreencias en el presente ejercicio. La misma generó in-

gresos por los siguientes conceptos:

– Diferencia de cambio por la dolarización de las acreencias

a un tipo de cambio menor al tipo de cambio de cierre

del ejercicio 2015 por un total de $Arg 1.323.430.283

(M$ 93.699.288) en Hidroeléctrica El Chocón y $Arg

129.092.580 (M$ 9.139.796) en Central Costanera.

– Intereses devengados entre la fecha de vencimiento

de cada liquidación de venta aportada al proyecto

VOSA y la fecha de firma del Acuerdo, a la tasa que

obtiene CAMMESA en sus colocaciones financieras,

capitalizados y dolarizados de acuerdo con lo comenta-

do en el punto anterior, por un total de $Arg 49.797.906

(M$ 3.525.708) en Hidroeléctrica El Chocón.

– Intereses devengados sobre las acreencias dolariza-

das, una vez adicionados los intereses del punto antes

referidos, a una tasa LIBOR 30 días + 5%, por un total

de $Arg 493.816.698 (M$ 34.962.380) en Hidroeléctri-

ca El Chocón y $Arg 43.989.703 (M$ 3.114.485) en

Central Costanera.

> El 25 de julio de 1990, el Gobierno de Italia autorizó a

MedioCredito Centrale a otorgar al Gobierno de la Repú-

blica Argentina, un crédito financiero de hasta US$

93.995.562 destinado a financiar la adquisición de bienes

y la provisión de servicios de origen italiano, utilizados en

la rehabilitación de cuatro grupos de la central termoeléc-

trica propiedad de Servicios Eléctricos del Gran Buenos


de mayo de 2011, la Sociedad canceló la última cuota del

mismo y notificó dicha circunstancia a la Secretaría de

Energía y a la Secretaría de Finanzas, (ii) que no ha habido

reserva alguna del acreedor a los pagos del Convenio de-

rivados de la pesificación impuesta por ley argentina, y (iii)

que no obstante que la Sociedad desconoce los términos

del acuerdo suscripto con los acreedores del Club de Pa-

rís, las decisiones del Estado argentino respecto de la

deuda con dicho organismo son ajenas a la Sociedad.

El rechazo de la Sociedad motivó el envío –por parte de la

citada Secretaría de Finanzas- de la Nota DADP Nº

2127/2015 adjuntando el Dictamen DGAJ N° 257501 del

Ministerio de Economía y Finanzas Públicas a través de la

cual aquélla insiste en la existencia de la deuda y solicita

a la Sociedad que arbitre los medios para proceder al rein-

tegro de los montos reclamados. Contra dicha nota la So-

ciedad interpuso un recurso jerárquico a fin de que se

eleven las actuaciones al Señor Ministro de Hacienda y

Finanzas Públicas para que se ordene la revocación de lo

dispuesto en la mencionada nota por razones de ilegitimi-

dad.

principio de igualdad y el derecho de propiedad estableci-

do en la Constitución Nacional.

El 30 de mayo de 2011, la Sociedad canceló la última cuo-

ta de capital del préstamo y notificó dicha circunstancia a

la Secretaría de Energía y a la Secretaría de Finanzas y, si

bien a la fecha de emisión de los presentes estados finan-

cieros, la Secretaría de Energía no ha efectuado reclamo

alguno por los pagos efectuados por Endesa Costanera

S.A., el 22 de octubre del 2015 la Sociedad recibió una

carta de la Secretaría de Finanzas – Dirección de Adminis-

tración de la Deuda Pública de la cual surge que el Minis-

terio de Economía y Finanzas Públicas incluyó el saldo de

la deuda del crédito financiero con MedioCredito Centrale

en el acuerdo celebrado con los acreedores del Club de

París el 30 de abril de 2014. Según la carta, la Secretaría

asimismo reclama a Costanera el reintegro de US$

5.472.703,76 correspondiente a los dos pagos realizados

por Estado Nacional bajo el referido acuerdo.

Por lo expuesto, Costanera procedió a rechazar el reque-

rimiento indicando, entre otras cuestiones, (i) que no po-

see deuda relativa al Convenio debido a que, con fecha 30


Nota 35Dotación

La distribución del personal de Endesa Chile, incluyendo la información relativa a las filiales y aquellas socieda-

des de negocio conjunto, en los cinco países donde está presente el Grupo en Latinoamérica, al 31 de diciem-

bre de 2015 y 2014, era la siguiente:

País31-12-2015

Gerentes y Ejecutivos Principales

Profesionalesy Técnicos

Trabajadoresy Otros

Total Promedio del año

Chile 24 914 48 986 1.105Argentina 6 456 70 532 531Perú 15 245 - 260 264Colombia 12 484 14 510 580Total 57 2.099 132 2.288 2.480

País31-12-2014

Gerentes y Ejecutivos Principales

Profesionalesy Técnicos

Trabajadoresy Otros

Total

Chile 40 1.127 94 1.261 1.224Argentina 3 528 32 563 544Perú 8 244 16 268 261Colombia 11 563 15 589 576Total 62 2.462 157 2.681 2.605

Es importante destacar que las operaciones que Endesa Chile realiza fuera de Chile, a contar del 1 de febrero de

2016 pasaron a formar parte de una nueva sociedad denominada Endesa Américas S.A.. (Ver notas 3.j, 4.1 y 39).

Nota: El número indicado no tiene en cuenta los trabajadores provenientes de otras filiales extranjeras o la

matriz del Grupo

Nota 36SANCIONESLas sanciones recibidas por autoridades administrativas son las siguientes:


1. Endesa Chile

> En el mes de enero de 2013, Endesa Chile fue notificada de la Resolución Exenta SEC N° 2496, que le apli-

ca una sanción a la compañía de 10 U.T.A., equivalentes a M$ 4.952, por infracción a lo dispuesto en el artí-

culo 123 del D.F.L. N° 4/20.018 de 2006, toda vez que se habría incumplido la obligación de comunicar a la

SEC la puesta en servicio de las instalaciones eléctricas, dentro de los plazos previstos en la citada disposi-

ción legal. Endesa Chile, allanándose a los cargos, procedió a pagar íntegramente la multa impuesta.Termi-

nada y pagada.


en la RCA de Bocamina II durante el mes de enero 2013;

(v) El cierre acústico perimetral de Bocamina I presenta

fallas y aperturas entre paneles; (vi) Emitir ruidos por en-

cima de lo establecido en la normativa; (vii) No contar con

las barreras tecnológicas que impidan la entrada masiva

de Biomasa en la bocatoma de la central.

Endesa presentó dentro de plazo, un programa de cum-

plimiento, el que fue rechazado. Con fecha 27 de no-

viembre de 2013, la SMA reformuló los cargos cursados

agregando dos nuevos a los ya efectuados (Incumpli-

miento de la RCA N° 206/2007, considerada como infrac-

ción grave y, no cumplir con el requerimiento de informa-

ción efectuado en Ord. UIPS N° 603, que formula cargos,

considerada como infracción grave.

Con fecha 11 de agosto de 2014, la SMA dictó resolución

N° 421 que aplica sanción a Endesa, por los incumpli-

mientos ambientales materia del proceso sancionatorio,

aplicando una multa de 8.640,4 UTA (aprox. M$

4.537.247). En su contra, Endesa presentó reclamo de

ilegalidad ante el Tercer Tribunal Ambiental de Valdivia, el

que, con fecha 27.03.2015 el Tribunal dictó sentencia que

anula parcialmente la sanción impuesta por la Superin-

tendencia de Medio Ambiente, ordenándole considerar

las agravantes acreditadas en relación al cálculo de la

multa impuesta. En contra de dicha resolución, las par-

tes presentaron recurso de casación en el fondo para

ante la Corte Suprema, la que finalmente desechó el re-

curso de Endesa, confirmando la multa impuesta por la

SMA. Multa pagada.

> Producto del accidente laboral de uno de los trabajadores

del contratista Metalcav, verificado con fecha 12 de junio

de 2014, en las Obras de Bocamina II, la inspección del

trabajo de la región del Biobío, resolvió imponer una mul-

ta de M$2.523 a Endesa por sus infracciones a sus debe-

res como empresa mandante. Terminada y pagada.

> Con fecha 20 de mayo de 2014, la Corte de Apelaciones

de Valparaíso, confirmó la multa impuesta por el Juzgado

de Policía Local de Quintero, que acogiendo una denuncia

de la CONAF sanciona a Endesa con M$ 2.646, por la

corta de especies arbóreas sin contra previamente con

un plan de manejo forestal aprobado por CONAF, realiza-

da en el predio “Valle Alegre, Parcela 22, sitio 3 de la co-

muna de Quintero, hecho con la finalidad de despejar

tendido eléctrico de alta tensión existente en el lugar.

Multa pagada en el tribunal competente. Terminada y

pagada.

> Con fecha 23 de junio de 2014, la SISS (Superintendencia

Servicios Sanitarios) impuso una multa por 13 UTA

(aprox. M$ 6.599) a Endesa, por las infracciones en que

> Durante el primer trimestre de 2013, Endesa Chile, fue

notificada de 3 resoluciones del SEREMI de Salud, de la

Región del Maule N°s 1057, 085 y 970, las que resolvien-

do los sumarios sanitarios Rit: N°s 355/2011, 354/2011 y

356/2011 respectivamente, aplican una sanción de 20

UTM cada una, por las siguientes infracciones: Resolu-

ción N° 1057, sanciona infracción sanitaria al Decreto 594

de 1999, Reglamento sobre Condiciones Sanitarias y Am-

bientales Básica en los lugares de Trabajo, específicamen-

te, en las instalaciones de la Central Cipreses, dicha san-

ción se encuentra íntegramente pagada. Resolución N°

085, sanciona el incumplimiento al D.S. N° 90/2011 que

establece la obligación de declarar emisiones de los años

2009 y 2010 de 1 grupo electrógeno SIEMENS-

SCHUKERTWERKE A6 de 20,8 Kw de potencia, ubicado

en la instalación Bocatoma Maule Isla. Dicha resolución,

se encuentra actualmente impugnada. Resolución N°

970, sanciona el incumplimiento al D.S. N° 90/2011 que

establece la obligación de declarar emisiones de los años

2009 y 2010 de 1 grupo electrógeno CONEX de 34 Kw,

ubicado en la instalación denominada Bocatoma Maule

Isla. Dicha resolución se encuentra actualmente impug-

nada. Total 60 UTM, equivalentes a M$ 2.626.

> En el mes de septiembre de 2013, Endesa fue notificada

del ORD N° 603 de la Superintendencia de Medio Am-

biente (SMA), que inicia el procedimiento sancionatorio y

formula cargos en contra de Endesa, Titular del Proyecto

Ampliación Central Bocamina Segunda Unidad, por una

serie de infracciones a la normativa ambiental e instru-

mento de regulación ambiental (RCA). El procedimiento

sancionatorio, tiene como antecedente la inspección rea-

lizada por personal de la SMA efectuada los días 13 y 14

de febrero, y 19, 26 y 27 de marzo de 2013, a las instala-

ciones de la Central termoeléctrica Bocamina, dicha auto-

ridad constató una serie de infracciones a la Resolución

Exenta N° 206, de 2 de agosto de 2007 (RCA N°

206/2007), aclarada por las Resoluciones Exentas N° 229,

de 21 de agosto de 2007 (RCA N° 229/2007) y N° 285, de

8 de octubre de 2007 (RCA N° 285/2007), que califican

ambientalmente al proyecto en comento. Las infraccio-

nes objeto de la formulación de cargos consisten princi-

palmente en: (i) No contar con un canal de descarga del

sistema de refrigeración, que penetre en el mar 30 me-

tros desde el borde de la playa; (ii) No tener operativo el

Desulfurizador de Bocamina I; (iii) No remitir la informa-

ción solicitada por el funcionario de la Superintendencia,

relativa a los registros históricos de reporte de emisiones

en línea (CEMs) desde el inicio de la operación hasta la

fecha; (iv) Superar el límite CO para Bocamina I impuesto


La sanción se aplicó como consecuencia de una denuncia

efectuada por Inversiones Tricahue S.A. en contra de Em-

presa Eléctrica Pehuenche S.A., basada en el hecho que

el día 24 de abril de 2012, se constituyó el Gerente de la

denunciante en las oficinas de Pehuenche, para examinar

los libros de actas del directorio de la sociedad, y mani-

fiesta que le impusieron como condición previa firmar una

carta de confidencialidad e indemnidad a favor de Pe-

huenche, lo que estima ilegal y arbitrario.

Con fecha 24 de agosto de 2012, la denunciante Inversio-

nes Tricahue S.A., había retirado la denuncia formulada en

contra de Empresa Eléctrica Pehuenche S.A..

A su vez, la Compañía y su Gerente General, respectiva-

mente, ejercieron la acción del artículo N°30, del Decreto

Ley N°3.538, en forma y plazo, reclamando ante la Justi-

cia Ordinaria en contra de la resolución de la SVS, para

obtener su revocación.

Finalmente, con fecha 20 de mayo de 2014, el Tribunal

conociendo del reclamo interpuesto, dictó sentencia que

revoca la sanción aplicada, por carecer ésta de fundamen-

tos. Terminada.

b) Operaciones Discontinuadas.

1. Hidroeléctrica El Chocón S.A.

> Para el período finalizado el 31 de diciembre de 2013, el

Ente Nacional Regulador de Energía (ENRE) impuso una

sanción por un monto de M$ 20 pesos argentinos (aprox.

M$1.089). La compañía ha presentado el recurso de re-

clamación respectivo.

> En otro orden, para el período que comenzó el 1 de enero

de 2014 y hasta el 31 de marzo de 2014, el Ente Nacional

Regulador de la Electricidad (ENRE) impuso una sanción

por un monto de M$ 11 pesos argentinos (aprox. M$

599). La compañía ha presentado el recurso de reclama-

ción respectivo.

> Finalmente, para el período que comenzó el 1 de abril de

2014 y hasta el 30 de junio de 2014, el Ente Nacional Re-

gulador de la Electricidad (ENRE) impuso dos sanciones

por un monto de M$ 3 pesos argentinos (aprox. M$ 163).

> Durante el año 2015 no se registran sanciones de autori-

dades administrativas.

2. Central Costanera S.A.

> Durante el ejercicio 2012 y hasta el 30 de junio de 2013 la

sociedad fue sancionada por la Dirección General de

Aduanas con dos multas por un monto total de M$47

incurre el funcionamiento de la Central San Isidro II, por

cuanto ésta unidad térmica descargó residuos líquidos,

de su proceso de enfriamiento, con valores superiores a

los permitidos en la norma de emisión vigente D.S. 90.

Concentración de sulfatos. Terminada y pagada.

> En el mes de julio de 2014 la Dirección del Trabajo de Coro-

nel multó a Endesa por una serie de infracciones a la legis-

lación laboral relativa a funcionarios que prestan servicios

en dependencias de la Central Bocamina. Las infracciones

sancionadas son: i) Exceder el máximo de 2 horas extraor-

dinarias por día; ii) no otorgar descanso los días domingos;

iii) llevar incorrectamente el registro de asistencias; iv) ex-

ceder el máximo de 10 horas de jornada de trabajo. La mul-

ta impuesta por cada una de las infracciones detectadas

alcanzó la suma total de $10.122.720, suma que la compa-

ñía pagó íntegramente. Terminada y pagada.

> Por resolución de la Inspección del Trabajo N° 1209/15/16,

se impuso a Endesa una multa de M$2.594. por no dar

cumplimiento a las resoluciones DT que autorizan una

distribución excepcional de la jornada de trabajo. Multa

pagada.

> Por Resolución del SEREMI de Salud del Biobío N°

158s3890, de 25 de septiembre de 2015, se impuso a

Endesa una multa de 500 UTM (aprox. M$ 22.122), por la

supuesta infracción consistente en no fiscalizar la entrega

de materiales de seguridad para el retiro de asbesto, en

forma personal a cada trabajador, y no en charlas grupa-

les. El reproche no tiene sustento en ninguna disposición

legal, razón por la cual Endesa presentó recurso de repo-

sición administrativa, el que a la fecha se encuentra pen-

diente de resolución.

2. Pehuenche

Con fecha 2 de octubre de 2013 la Superintendencia de Valo-

res y Seguros, aplicó sanción de multa a Empresa Eléctrica

Pehuenche S.A. y a su Gerente General, por supuestas in-

fracciones al artículo N°54 de la Ley 18.046, “sobre el dere-

cho de todo accionista para examinar, durante los 15 días

anteriores a una junta ordinaria de accionistas, la memoria,

balance, inventario, actas, libros e informes de los auditores

externos de una sociedad”, resolviendo lo siguiente:

Aplíquese a Empresa Eléctrica Pehuenche S.A. y a su Geren-

te General señor Lucio Castro Márquez, la sanción de Multa

ascendente a U.F. 150, cada uno, por infracción a lo dispues-

to en los artículos N°54 de la Ley N°18.046 y al artículo N°61

del Reglamento de Sociedades Anónimas vigente a la época

de los hechos sancionados.


Edegel S.A.A. no ha impugnado las sanciones (i) y (iv), y,

con fecha 2 de mayo de 2013, procedió a pagarlas confor-

me a los beneficios de pronto pago. Sin embargo, me-

diante recurso de apelación, Edegel S.A.A. ha impugnado

los numerales (ii) y (iii). Frente a ello, el Tribunal de Apela-

ciones de Sanciones en Temas de Energía y Minería de

OSINERGMIN, mediante su Resolución N° 107-2014-OS/

TASTEM-S1 notificada a Edegel S.A.A. con fecha 15 de

abril de 2014, resolvió declarar nula la Resolución de Ge-

rencia General que impuso la multa, debido a que no era

competente para hacerlo, siendo el órgano competente

la Gerencia de Fiscalización Eléctrica.

En ese sentido, con fecha 1 de septiembre de 2014,

Edegel S.A.A. fue notificada con la Resolución de Geren-

cia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN N° 1380-

2014, por la cual se resolvió sancionar a Edegel S.A.A. con

las mismas multas contenidas en la Resolución de Geren-

cia General. Ante ello, Edegel S.A.A. ha vuelto a presen-

tar la impugnación, dejando constancia de que las sancio-

nes (i) y (iv) ya fueron canceladas. Con fecha 17 de

septiembre de 2014, EDEGEL presentó un escrito de

apelación ante OSINERGMIN, por el cual solicitó a la Ge-

rencia de Fiscalización Eléctrica que se eleve el recurso

de apelación al órgano de segunda instancia, al cual soli-

cita declararlo fundado y proceda al recálculo de las san-

ciones aplicables.

> En mayo de 2013, Edegel S.A.A. fue sancionada con mul-

tas impuestas por SUNAT vinculadas con la determina-

ción de los pagos a cuenta del año 2007 por un monto

actualizado al 30 de septiembre de 2015 de S/. 9.755.900

(aprox. M$ 2.029.959). La apelación presentada se en-

cuentra pendiente de resolución por el Tribunal Fiscal.

> En junio de 2013, Edegel S.A.A. fue notificada por Electro-

perú S.A. por la aplicación de penalidad al Contrato N°

132991 “Servicio de Capacidad Adicional de Generación a

través de la Conversión de Equipos al Sistema de Genera-

ción Dual” ascendente al monto de S/. 481.104,53 (aprox.

M$ 100.106) por el incumplimiento en las condiciones en

la ejecución del servicio contratado, de acuerdo a lo ofer-

tado en el contrato de la referencia.

> En julio de 2013, Edegel S.A.A. fue sancionada por el Or-

ganismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minas

(OSINERGMIN) con una multa ascendente a S/. 453,86

(aprox. M$ 94) por haber excedido en el plazo para la acti-

vidad en mantenimiento respecto a las unidades de gene-

ración hidráulica acorde con el numeral 6 del “Procedi-

miento para la Supervisión de la Disponibilidad y el Estado

Operativo de la Unidades de Generación del SEIN”. Al ha-

ber sido pagada antes de los 15 días requeridos se cance-

pesos argentinos (aprox. M$2.560). Se analiza eventual

responsabilidad de Mitsubishi, en cuyo caso dicho monto

podrá ser reclamado a este último proveedor. Asimismo,

el ENRE impuso dos sanciones por un monto de M$ 51

pesos argentinos (aprox. M$2.777). La compañía ha pre-

sentado el recurso de reclamación respectivo.

> Para el período que comenzó el 1 de abril de 2014 y hasta

el 30 de junio de 2014, el Ente Nacional Regulador de la

Electricidad (ENRE) impuso una sanción por un monto de

M$ 40 pesos argentinos (aprox. M$ 2.178). La misma se

abonó con fecha 30 de junio de 2014.

> Finalmente durante el período comprendido entre el 1°

de julio de 2014 y el 31 de diciembre de 2014, el Ente

Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) impuso una

sanción por un monto de M$102 pesos argentinos (aprox.

M$ 5.555). Su pago se efectuó con fecha 20 de noviem-

bre de 2014.

> Durante los tres primeros trimestres de 2015 no se regis-

tran sanciones de autoridades administrativas.

> Durante el año 2015 la Administración Federal de Ingresos

Públicos impuso a Central Costanera una multa de $

58.479,75 pesos argentinos (aprox. M$ 3.185) y dispuso el

pago de una diferencia de tributos de $ 9.746,63 pesos ar-

gentinos (aprox. M$ 531), por infracción al artículo 970 del

Código Aduanero (es decir, por no haber reingresado al

país dentro del plazo concedido, mercadería egresada tem-

poralmente). Se apeló dicha sanción toda vez que se cum-

plió con el retorno de la exportación temporal en legal tiem-

po y forma, circunstancia que acreditó con la presentación

de la documentación respaldatoria correspondiente.

3. Edegel S.A.A.

> En abril de 2013, Edegel S.A.A. fue sancionada por el Or-


(OSINERGMIN) con una las siguientes multas: (i) S/.

7.604,57 (aprox. M$ 1.582) por exceso del plazo para la

actividad de mantenimiento respecto a las unidades de

generación térmica para el cuarto trimestre de 2008; (ii)

S/. 200.941,48 (aprox. M$ 41.811) por exceso del plazo

para la actividad de mantenimiento respecto a las unida-

des de generación hidráulica para el cuarto trimestre de

2008; (iii) S/. 40.700 (aprox. M$ 8.469) (11 Unidades Im-

positivas Tributarias - UIT) por no haber presentado la jus-

tificación técnica dentro del plazo para el segundo trimes-

tre de 2008; y, (iv) S/. 106.073,17 (aprox. M$ 22.071) por

no haberse encontrado disponible la unidad de genera-

ción luego de haber sido convocada por requerimiento del

SEIN para el cuarto trimestre de 2008.


> Con fecha 20 de marzo de 2014, el Organismo Supervisor

de la Inversión en Energía y Minas (OSINERGMIN) le ini-

ció contra Edegel S.A.A., un procedimiento administrativo

sancionador por haber incumplido las normas vigentes

sobre la implementación y ejecución del Fondo de Inclu-

sión Social Energético (FISE). Con fecha 12 de junio de

2015, se archivó el mencionado procedimiento.

> En mayo de 2014, Edegel S.A.A. fue notificado con la Re-

solución de Gerencia de Fiscalización Eléctrica del OSI-

NERGMIN N° 743-2014, de fecha 27 de mayo de 2014, la

cual resuelve sancionar a Edegel con una multa de 0.50

UIT por haber transgredido el indicador CCIT: Cumpli-

miento del correcto cálculo de indicadores y monto de

compensaciones por calidad de tensión, en el segundo

semestre 2012, de acuerdo con lo establecido en el literal

B) del numeral 5.1.2 del ‘Procedimiento para la Supervi-

sión de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléc-

tricos y su Base Metodológica’. Edegel S.A.A. presentó

un escrito por el cual pagó la multa impuesta por OSI-

NERGMIN de S/. 1.425,00 (equivalente a M$ 297), a tra-

vés de la Resolución de Gerencia de Fiscalización Eléctri-

ca del OSINERGMIN N° 743-2014.

> En junio de 2014, Edegel S.A.A., a propósito de la fiscali-

zación del Impuesto a la Renta del año 2009, procedió

con regularizar una omisión en la determinación del refe-

rido impuesto y, pagó por concepto de multa asociada el

importe de S/. 2.070 (aprox. M$ 431).

> En septiembre de 2014, Edegel S.A.A. fue sancionada

con una multa impuesta por SUNAT vinculada con la de-

terminación del Impuesto a la Renta anual del ejercicio

2009 por un monto actualizado al 30 de septiembre de

2014 de S/. 315.230 (aprox. M$ 65.591). Dicha multa ha

sido aceptada por Edegel, motivo por el cual procedió con

efectuar el pago de la misma.

> En 4 de diciembre de 2014, el Organismo Supervisor de

la Inversión en Energía y Minas (OSINERGMIN) notificó a

Edegel S.A.A. el inicio de un procedimiento administrati-

vo sancionador, por incumplir con el procedimiento para

supervisar la verificación de la disponibilidad y el estado

operativo de las unidades de generación del SEIN. Con

fecha 24 de abril de 2015, Edegel S.A.A. pagó la multa

impuesta por la Resolución Directoral 691-2015 de fecha

30 de marzo de 2015, la misma que ascendió al monto de

S/. 2.928,42 (aprox. M$ 609).

> Con fecha 11 de marzo de 2015, el Organismo de Evalua-

ción y Fiscalización Ambiental (OEFA) inició contra Edegel

S.A.A., un procedimiento administrativo sancionador por

la contaminación sonora producida al no haberse instala-

do paneles de mitigación sonora en la Central Térmica

ló la multa por el monto total de S/. 340,40 (aprox. M$

71).

> En julio de 2013, Edegel S.A.A. fue sancionada por el Or-


(OSINERGMIN) con una multa ascendente a S/. 4.070

(aprox. M$ 847) por no haber presentado la justificación

técnica correspondiente dentro del plazo establecido

acorde con el numeral 6 del “Procedimiento para la Su-

pervisión de la Disponibilidad y el Estado Operativo de la

Unidades de Generación del SEIN”. Al haber sido pagada

antes de los 15 días requeridos se canceló la multa por el

monto de S/. 3.052,50 (aprox. M$ 635).

> En noviembre de 2013, Edegel S.A.A. fue sancionada por

la Municipalidad Distrital de Callahuanca mediante Reso-

lución de Alcaldía N° 060-2013 MDC, se inicia procedi-

miento sancionador por no contar con el informe de ins-

pección técnica de seguridad en defensa civil

multidisciplinaria, con multa ascendente a S/. 37.000

(aprox. M$ 7.699) (10 Unidad Impositiva Tributaria – UIT)

de acuerdo a la Ley N° 29664 y su reglamento.

> En noviembre de 2013, Edegel S.A.A. fue sancionado con

multas impuestas por SUNAT vinculadas con la determi-

nación de los pagos a cuenta del año 2008 por un monto

actualizado al 30 de septiembre de 2015 de S/. 1.759.227

(aprox. M$ 366.051). La apelación presentada se encuen-

tra pendiente de resolución por el Tribunal Fiscal.

> En diciembre de 2013, Scotiabank Perú S.A.A., con quien

Edegel S.A.A. ha suscrito un contrato de leasing referido

al Proyecto Santa Rosa, fue sancionada con multas im-

puestas por SUNAT vinculadas con la determinación de

tributos supuestamente dejados de pagar en la importa-

ción por un monto actualizado al 30 de septiembre de

2015 de S/. 15.721,523 (aprox. M$ 3.271). Scotiabank

Perú S.A.A. presentó la impugnación respectiva en enero

de 2014, la misma que se encuentra en etapa de apela-

ción, pendiente de resolución por el Tribunal Fiscal.

> Con fecha 23 de diciembre de 2013, el Organismo Super-

visor de la Inversión en Energía y Minas (OSINERGMIN)

inició contra Edegel S.A.A., un procedimiento administra-

tivo sancionador por el pago extemporáneo del aporte por

regulación. Finalmente, el OSINERGMIN con fecha 5 de

junio de 2015, archivó el mencionado procedimiento.

> Con fecha 28 de enero de 2014, la Autoridad Nacional del

Agua (ANA), inició un procedimiento administrativo san-

cionador contra Edegel S.A.A. por el reuso de aguas resi-

duales industriales tratadas para el riego de áreas verdes.

Luego de presentados los descargos respectivos por par-

te de Edegel S.A.A., con fecha 5 de junio de 2015, la ANA

archivó el procedimiento.


zo de la actividad de mantenimiento de la unidad de gene-

ración TG8 de la CT Santa Rosa para el primer trimestre

de 2014 y a la unidad de generación TV de la CT Ventanilla

para el segundo trimestre de 2014; 3. Sancionar a Edegel

S.A.A. con una multa de 1.99 UIT por no haber presenta-

do la justificación técnica de la unidad de generación G1

CH Matucana, unidad de generación TG8 de la CT Santa

Rosa y unidad de generación TV de la CT Ventanilla dentro

del plazo establecido para el primer trimestre de 2014.

Con fecha 3 de noviembre de 2015, Edegel S.A.A. inter-

puso recurso de apelación contra los artículo 2° y 3° de la

Resolución N° 2391-2015. Mediante escrito de fecha 3 de

noviembre de 2015, Edegel S.A.A. paga la multa impues-

ta por el artículo 1° de la Resolución N° 2391-2015.

> En diciembre de 2015, Edegel S.A.A. fue sancionada con

multas impuestas por SUNAT vinculadas con la determi-

nación de los pagos a cuenta de marzo, abril y junio año

2010 por un monto actualizado al 30 de noviembre de

2015 de S/ 14.211 (aprox. M$ 2.957); y vinculadas con la

menor determinación de saldo a favor del Impuesto a la

Renta por el ejercicio 2010, actualizada al 30 de noviem-

bre de 2015, la misma que asciende a S/ 17.103.702

(aprox. M$ 3.558.853). La reclamación ya fue presentada

y se encuentra pendiente de resolución por SUNAT.

4. Chinango S.A.C.

> En enero de 2013, Chinango S.A.C. fue sancionada por

SUNAT con una multa referida a la determinación del Im-

puesto a la Renta del año 2010 por un monto ascendente

a S/. 367.915 (aprox. M$ 76.554), importe que fue pagado

en febrero de 2013 aplicando un régimen de rebaja y sin

perjuicio de interponer los medios impugnatorios respec-

tivos. La apelación presentada, al 30 de septiembre de

2015, se encuentra pendiente de resolución por el Tribu-

nal Fiscal.

> En el mes de junio de 2013, Chinango S.A.C. fue notifica-

da con Resolución de Ejecución Coactiva N° 0398-2012, a

fin de que cumpla con pagar multa ascendiente a S/.

3.800 (aprox. M$ 791) impuesta por el Organismo Super-

visor de la Inversión en Energía y Minas (OSINERGMIN)

por las siguientes infracciones: (i) incumplir con el indica-

dor CCII para el primer semestre 2010 de acuerdo a los

establecido en el inciso A) del numeral 5.2.2 del “Procedi-

miento para la Supervisión de la Norma Técnica de Cali-

dad de Servicios Eléctricos y su Base Metodológica”; (ii)

incumplir con el indicador CPCI para el primer semestre

2010 de acuerdo a los establecido en el inciso C) del nu-

meral 5.2.2 del “Procedimiento para la Supervisión de la

Santa Rosa de Ventanilla. Por Resolución N°

388-2015-OEFA-DSAI, de fecha 30 de abril de 2015, se

sancionó a Edegel S.A.A. con una sanción de entre 1 y

100 UIT. Con fecha 16 de junio de 2015, Edegel S.A.A. in-

terpuso recurso de apelación contra dicha resolución.

Con fecha 19 de junio de 2015, se concedió el menciona-

do recurso de apelación. Edegel S.A,A. fue notificada con

la Resolución N° 039-2015-OEFA/TFA-SEE del 18 de sep-

tiembre de 2015 mediante la cual se declaró la nulidad de

la Resolución Directoral N° 388-2015-OEFA/DFSAI y en

consecuencia retrotraer el procedimiento administrativo

sancionador al momento en que el vicio se produjo; y de-

volver el expediente a la Dirección de Fiscalización, San-

ción y Aplicación de Incentivos para que se vuelva a pro-

nunciar.

> Con fecha 13 de mayo de 2015, el Organismo Supervisor

de la Inversión en Energía y Minas (OSINERGMIN) inició

un procedimiento administrativo sancionador contra

Edegel S.A.A. por incumplimiento a la Ley de Concesio-

nes Eléctricas y al Contrato de Concesión Definitiva de

Transmisión de Electricidad respecto a la línea de transmi-

sión en 220kV Callahuanca-Chavarria, al no cumplir con la

regularización de los bienes afectados por dicha conce-

sión, de acuerdo con lo establecido en la cláusula 9 del

mencionado contrato. Edegel S.A.A. ha presentado los

descargos respectivos. El 15 de diciembre de 2015 se no-

tificó la Resolución N° 2916-2015, mediante la cual se re-

suelve sancionar a Edegel S.A.A. con una multa de S/.

986.710,00 (aprox. M$ 205.310) por incumplir el numeral

9.4 del Contrato de Concesión Definitiva de Transmisión

de la línea Callahuanca-Chavarría. Con fecha 6 de enero

de 2016, Edegel S.A.A. interpuso recurso de apelación.

> En junio de 2015, Edegel S.A.A. fue sancionada con mul-

tas impuestas por OSINERGMIN por una supuesta omi-

sión en la presentación de la declaración jurada del Apor-

te por Regulación de diversos meses de los años 2011 a

2014. La contingencia actualizada al 30 de junio de 2015

es de S/. 85.695 (aprox. M$ 17.831). Edegel S.A.A. aceptó

las multas, por lo que procedió con pagarlas sin iniciar liti-

gio alguno.

> Con fecha 13 de octubre de 2015 Edegel S.A.A. fue notifi-

cada con la Resolución N° 2391-2015 del 29 de septiem-

bre de 2015 mediante la cual OSINERGMIN resolvió: 1.

Sancionar a Edegel S.A.A. con una multa de S/. 237,96

(aprox. M$ 50) por haberse excedido el plazo para la acti-

vidad de mantenimiento respecto de la unidad de genera-

ción G1 de la CH Matucana para el primer trimestre de

2014; 2. Sancionar a Edegel S.A.A. con una multa de S/.

8.927,03 (aprox. M$1.857) por haberse excedido en el pla-


formar a Chinango SAC que contra lo resuelto es posible

la interposición del recurso de reconsideración y apela-

ción dentro del plazo de 15 días hábiles y disponer la ins-

cripción de la presente Resolución en el Registro de Ac-

tos Administrativos. Mediante resolución directoral

1078-2015- DFSAI-OEFA, de fecha 3 de diciembre de

2015 se declara consentida la resolución que atribuye res-

ponsabilidad administrativa por parte de CHINANGO.

> En junio de 2015, Chinango S.A.C. fue sancionada con

multas impuestas por OSINERGMIN por una supuesta

omisión en la presentación de la declaración jurada del

Aporte por Regulación de diversos meses del año 2014.

La contingencia actualizada al 30 de junio de 2015 es de

S/.79.857 (aprox. M$ 16.616). Chinango S.A.C. aceptó las

multas impuestas, por lo que procedió con pagarlas sin

iniciar litigio alguno.

> En septiembre de 2015, Chinango S.A.C. fue notificada

con diversas Resoluciones de Multa referidas a la deter-

minación del Impuesto a la Renta del año 2012 y pagos a

cuenta de dicho año por el importe de S/.1.424,122 (aprox.

M$ 296). En octubre de 2015, Chinango procederá con

pagar la deuda antes mencionada acogiéndola al régimen

de gradualidad vigente, sin perjuicio de presentar el recur-

so de reclamación respectivo

5. Emgesa.

> El 30 de julio de 2013 mediante Resolución 20138100353652

la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios

impuso a EMGESA S.A. ESP sanción de amonestación

(sin valor pecuniario) al considerar que se produjo un si-

lencio administrativo positivo al no dar respuesta de fon-

do a un derecho de petición realizado por un usuario no

regulado (SUNCHINE BOUQUET LTDA). Mediante reso-

lución 20148150176905 del 28 de octubre de 2014 la

SSPD confirmó la sanción. Terminada.

6. Transportadora de Energía S.A.

> Durante el año 2013 el Ente Nacional Regulador de la

Electricidad dispuso sanciones por cuestiones relaciona-

das a mantenimientos programados en estación transfor-

madora Rincón Santa Maria y Salida de la Línea por un

total de $ 38.487,65 pesos argentinos (aprox. M$ 2.096),

siendo abonado por TESA S.A. durante el 2014 el monto

de $ 46.072,38 pesos argentinos (aprox. M$ 2.509), co-

rrespondientes a las sanciones indicadas más interés.

> Durante el año 2014, el Ente Nacional Regulador de la


Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos y su

Base Metodológica”; y, (iii) incumplir con remitir los re-

portes de interrupciones (archivos RIN y RDI) vacíos a pe-

sar de que existieron interrupciones que afectaron a sus

clientes, para el primer semestre 2010 de acuerdo a lo

establecido en el literal e) del artículo 31° de la Ley de

Concesiones Eléctricas.

> En el mes de septiembre de 2013, Chinango S.A.C. fue

notificada con la Resolución de Gerencia de Fiscalización

Eléctrica del Organismo Supervisor de la Inversión en

Energía y Minas (OSINERGMIN) N° 19693, mediante la

cual se impone multa ascendente a S/. 1.850 (aprox. M$

385) (0.50 Unidad Impositiva Tributaria - UIT) por: (i) in-

cumplimiento del plazo para la entrega de información de

calidad de tensión en el primer semestre 2012. Multa fue

reducida en un 25% al haber sido cancelada dentro del

plazo de quince (15) días desde su notificación.

> En marzo de 2014, Chinango S.A.C. fue notificada con la

Resolución de Ejecución Coactiva N° 0350-2014, a fin de

que cumpla con pagar el saldo de multa ascendente a S/.

12.100 (aprox. M$2.518), impuesta por el Organismo Su-

pervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERG-

MIN), en razón de que el monto total de la multa, impues-

ta mediante la sanción N° 014799-2012-OS/CG, es de 11

UIT (S/. 48.800, aprox. M$ 10.154).

> En enero de 2014, Chinango S.A.C. fue sancionada por

SUNAT con una multa referida a la determinación del Im-

puesto a la Renta del año 2011 por un monto ascendente

a S/. 613.390 (aprox. M$ 127.631), importe que fue paga-

do en febrero de 2014 aplicando un régimen de rebaja y

sin perjuicio de interponer los medios impugnatorios res-

pectivos. La reclamación presentada, fue resuelta en con-

tra de Chinango S.A.C. mediante Resolución de SUNAT

notificada en diciembre 2014 y, contra la cual, Chinango

S.A.C. interpuso recurso de apelación en enero de 2015,

el cual, al 30 de septiembre de 2015, se encuentra pen-

diente de resolución.

> Con fecha 19 de mayo de 2015, el Organismo de Evalua-

ción y Fiscalización Ambiental (OEFA) inició contra Chi-

nango S.A.C. un procedimiento administrativo sanciona-

dor por haber presuntamente presentado incompleto el

tercer informe trimestral de monitoreo ambiental corres-

pondiente al año 2013. Con fecha 16 de junio de 2015,

Chinango S.A.C. presentó los descargos respectivos. El

27 de octubre de 2015 notificaron la Resolución Directoral

N° 616-2015-OEFA/DFSAI del 30 de junio de 2015, me-

diante la cual se resolvió declarar la existencia de respon-

sabilidad administrativa de Chinango SAC y declaró que

no resulta pertinente el dictado de medida correctiva, in-


dencias presentadas en las fiscalizaciones realizadas,

bien como por otras razones, por un monto de $

29.810.687 reales (aprox. M$ 5.421.624). La compañía

presentó recursos y aún existen 4 sin una decisión final.

Los demás fueron resueltos con la revocación de la san-

ción o con el pago, que ascendieron a $ 143.601 reales

(aprox. M$ 26.116). En el año de 2012, habían sido recibi-

das solamente 2 sanciones en un total de $ 3.557.786

reales (aprox. M$ 647.049), por los cuales hemos pagado

$ 2.112.600 reales (aprox. M$ 384.215).

> En el año de 2013, la sociedad fue sancionada con 19

multas por los órganos ambientales (IBAMA - Instituto

Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Re-

nováveis, ICM-Bio - Instituto Chico Mendes de Conser-

vação da Biodiversidade, INEA – Instituto Estadual de

Ambiente y otros), por la supresión irregular de vegeta-

ción, muerte de animales en razón de contacto con nues-

tra red de energía y construcción en áreas prohibidas o

sin autorización, por un monto de $ 120.204 reales*

(aprox. M$ 21.861). La compañía presentó recursos con-

tra casi todas las sanciones recibidas, pero aún no tene-

mos las decisiones de esos recursos. Ampla pagó multas

en el valor de $ 66.310 reales (aprox. M$ 12.060). (*Acla-

ración: Algunas sanciones aún no tuvieron su valor defini-

do, lo que solamente ocurrirá después de la presentación

de algunas informaciones por Ampla). En el año de 2012,

habían sido recibidas 14 sanciones en un total de $ 76.426

reales (aprox. M$ 13.899).

> En el año de 2013, la sociedad fue sancionada con 4 multas

por Autarquía de Defensa y Protección del Consumidor

(PROCON/RJ), por problemas con la devolución de cobros

indebidos y otros servicios ejecutados irregularmente, por

un monto de $ 24.234 reales (aprox. M$ 4.407). La compa-

ñía presentó recursos para todas las sanciones y aún no

tenemos la definición de los mismos. En el año de 2012,

habían sido recibidas 3 sanciones en un total de $ 20.840

reales (aprox. M$ 3.790), que también están pendientes

de recursos presentados por Ampla.

> -En el año de 2013, la sociedad fue sancionada con 1 mul-

ta por los órganos de defensa de los empleados (SRTE),

por problemas relacionados con cuestiones formales en

regla. La compañía presentó recurso y aún no tenemos la

definición. Los órganos laborales no apuntan el valor de la

sanción, lo hace solamente después de analizado el re-

curso. En el año de 2012, habían sido recibidas 5 sancio-

nes, que también aún están pendientes de recursos pre-

sentados por Ampla.

> En 2014, la sociedad ha sido sancionada con 2 multas por

Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) por cali-


madora Rincón Santa María y Salida de la Línea por un

total de $ 15.820 pesos argentinos (aprox.M$ 862), a la

fecha fueron abonadas por TESA por un importe de $

17.951 pesos argentinos (aprox. M$ 978) incluyendo inte-

reses.




madora Rincón Santa María y Salida de la Línea por un

total de $ 17.104 pesos argentinos (aprox. M$ 931), a la

fecha fueron abonadas por TESA por un importe de $

21.087 pesos argentinos (aprox. M$ 1.148) incluyendo in-

tereses

7. Compañía de Transmisión del Mercosur S.A.


Electricidad dispuso cinco sanciones por cuestiones rela-

cionadas al mantenimiento programado en estación

transformadora Rincón Santa María y por Salida de la Lí-

nea por $ 7.896,95 pesos argentinos (aprox. M$ 430), las

cuales fueron abonadas por CTM S.A. incluyendo los inte-

reses correspondientes durante los años 2013 y 2014 por

un importe de $ 11.337,32 pesos argentinos (aprox. M$

617).


Electricidad dispuso 3 sanciones por cuestiones relacio-

nadas al mantenimiento programado en estación trans-

formadora Rincón Santa María por $ 5.728.49 pesos ar-

gentinos (aprox. M$312), las cuales fueron abonadas por

CTM S.A. durante el año 2014 y el año 2015 incluyendo

los intereses correspondientes, en total se abonaron $

8.181 pesos argentinos (aprox. M$446).

> Durante el año 2015, el Ente Nacional Regulador de la

Electricidad dispuso dos sanciones por cuestiones rela-

cionadas a mantenimientos programados en estación

transformadora Rincón Santa María y Salida de la Línea

por un total de $ 34.618 pesos argentinos (aprox. M$

1.885), a la fecha fueron abonadas por CTM por un impor-

te de $ 44.749 pesos argentinos (aprox. M$2.437) inclu-

yendo intereses.

8. Enel Brasil S.A. y Filiales.

8.1 Ampla Energía S.A..

> En el año de 2013, la sociedad fue sancionada con 7 mul-

tas por Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL),

por problemas con la calidad técnica, errores en las evi-


dos. En 2013, Ampla ha sido sancionada con 1 multa, por

un monto de € 641 ya pagado (aprox. M$ 495).


Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) por cues-

tiones de tarifa “baja renta” en un total de € 126.424

(aprox. M$ 97.689). Los recursos presentados por Ampla

fueron parcialmente aceptados y el valor de las sanciones

han sido reducidos para €101.173 (aprox. M$ 78.178). Am-

pla ha pagado las mismas. En 2014, Ampla ha sido sancio-

nada 2 veces, especialmente por la calidad del servicio en

un total de € 6.743.609 (aprox. M$ 5.210.872), por los

cuales ha pagado €974.291 (aprox. M$ 752.847). Hay

pendiente de análisis un recurso presentado por Ampla

en contra de la sanción de 2014.

> En 2015, la sociedad ha sido sancionada con 36 sancio-

nes por INEA – Instituto Estadual de Medioambiente y

ICMBio Instituto Chico Mendes de Conservación da Bio-

diversidad y Secretaria Municipal de Medio Ambiente de

Niterói y Secretaria Municipal de Medio Ambiente de An-

gra dos Reis, siendo 8 advertencias y 28 multas por cons-

trucción de red de energía en áreas prohibidas o sin auto-

rización y muerte de animales en una subestación y por

supresión irregular de vegetación y otros (incumplimiento

de notificación), por un monto de €197.563 (aprox. M$

152.659) . La compañía ha presentado recursos contra

todas las sanciones recibidas, pero aún no tenemos las

decisiones de la mayoría de los recursos. Ampla ha paga-

do €540 (aprox. M$417) en 2015 por sanciones. En 2014,

la sociedad ha sido sancionada con 17 multas por los ór-

ganos ambientales (ICMBio - Instituto Chico Mendes de

Conservación da Biodiversidad y INEA – Instituto Esta-

dual de Medioambiente y órgano municipal del medioam-

biente), por supresión irregular de vegetación, muerte de

animales en razón de contacto con nuestra red de ener-

gía, destinación indebida de residuos y construcción de

red de energía en áreas prohibidas o sin autorización, por

un monto de €80.263* (aprox. M$ 62.020) . La compañía

ha presentado recursos contra casi todas las sanciones

recibidas, pero aún no tenemos las decisiones de esos

recursos. Ampla ha pagado la cuantía de €460 (aprox. M$

355) por sanciones.

(*) Aclaración: El valor de algunas sanciones no ha sido definido, lo

que ocurrirá después de la presentación de algunas informaciones

por Ampla.

> En 2015, Ampla ha sido sancionada con 11 multas por

Autarquía de Defensa y Protección del Consumidor (PRO-

CON/RJ), por problemas con calidad del suministro de

energía eléctrica, por un por un monto de €1.768.001

dad técnica, por un monto de € 6.759.518 (aprox. M$

5.223.165). En contra las sanciones han sido presentados

recursos administrativos, un rechazado y otro pendiente

de juzgamiento. Ampla ha pagado la cuantía de €

1.202.986 (aprox. M$ 929.563). En 2013, Ampla ha sido

sancionada 7 veces, especialmente por la calidad del ser-

vicio en un total de € 9.368.747 (aprox. M$ 7.239.350), por

los cuales ha pagado € 843.869 (aprox. M$ 652.068).

Existen pendientes de análisis 2 recursos presentados

por Ampla en contra sanciones de 2013.

> En 2014, la sociedad ha sido sancionada con 15 multas

por los órganos ambientales (ICMBio - Instituto Chico

Mendes de Conservación da Biodiversidad y INEA – Insti-

tuto Estadual de Medioambiente y órgano municipal del

medioambiente), por supresión irregular de vegetación,

muerte de animales en razón de contacto con nuestra red

de energía, destinación indebida de residuos y construc-

ción de red de energía en áreas prohibidas o sin autoriza-

ción, por un monto de € 80.263* (aprox. M$ 62.020). La

compañía ha presentado recursos contra casi todas las

sanciones recibidas, pero aún no tenemos las decisiones

de esos recursos. Ampla ha pagado la cuantía de € 460

por sanciones (aprox. M$ 355). En 2013, la sociedad fue

sancionada con 19 multas por los órganos ambientales

por los mismos asuntos del año de 2014 por € 35.940*


tra casi todas las sanciones recibidas, pero aún no tene-

mos las decisiones de esos recursos. En 2013, Ampla ha

pagado 3 sanciones al valor de € 19.826 (aprox.

M$ 15.320).

(*) Aclaración: El valor de algunas sanciones no ha sido definido, lo

que ocurrirá después de la presentación de algunas informaciones

por Ampla.

> En 2014, Ampla ha sido sancionada con 14 multas por


CON/RJ), por problemas con calidad del suministro de

energía eléctrica, por un por un monto de € 665.565

(aprox. M$ 514.291), contra las cuales ha presentado re-

cursos administrativos. Solamente un recurso ha sido juz-

gado y por el que Ampla ha pagado € 1.958 (aprox. M$

1.513). En 2013, habían sido recibidas 4 sanciones en un

total de € 7.616 (aprox. M$ 5.885), que también están

pendientes de recursos presentados por Ampla.


los órganos de defensa de los empleados (SRTE) en con-

tra las cuales ha presentado recursos administrativos. Un

recurso fue rechazado y Ampla ha pagado la cuantía de €

61,74 (aprox. M$ 48), los demás aún no han sido juzga-


más fueron rechazados y las multas pagadas por Coelce

al valor de $ 15.901 reales (aprox. M$ 2.892). En el año

de 2012, habían sido recibidas 2 sanciones en un total

de $ 12.953 reales (aprox. M$ 2.356), los cuales hemos

pagado.


multas por los órganos de defensa de los empleados

(SRTE), por problemas relacionados con cuestiones for-

males en regla. La compañía presentó recurso, pero no

obtenemos éxito y hemos pagado la cuantía de $ 9.694

reales (aprox. M$1.763). En el año de 2012 la sociedad

no fue sancionada.


Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) o su re-

presentante local (ARCE), por accidente con terceros (po-

pulación), por calidad técnica y por errores en la base de

activos, por un monto de € 8.702.775 (aprox. M$

6.724.745.). Coelce ha pagado € 16.319 (aprox. M$

12.610) por una de las multas y ha presentado recursos

en relación a los demás. En 2013, la sociedad había sido

sancionada con 32 multas por Agencia Nacional de Ener-

gía Eléctrica (ANEEL) o su representante local (ARCE),

por accidente con terceros (populación) (fueron siete),

problemas con la calidad técnica, errores en las eviden-

cias presentadas en las fiscalizaciones realizadas, por irre-

gularidades con el proyecto Coelce Plus, bien como por

otras razones, por un monto de € 10.938.249 (aprox. M$

8.452.124). La compañía presentó recursos y aún existen

17 sin decisión firme. Los demás fueron resueltos con la

revocación de la sanción o con el pago, que ascendieron

a € 1.418.561 (aprox. M$ 1.096.140).

> En los años de 2013 y 2014, la sociedad no ha sido sancio-

nada por los órganos ambientales (IBAMA - Instituto Bra-

sileño del Medioambiente e de los Recursos Naturales

Renovables, ICM-Bio - Instituto Chico Mendes de Con-

servación de la Biodiversidad).



CON/CE), por un monto de € 24.743 (aprox. M$ 19.119),

por supuesto incumplimiento de plazos y damnificación

de aparatos. Coelce ha presentado 3 recursos administra-

tivos y ha pagado 1 sanción al valor de € 933 (aprox. M$

721). En 2013, la sociedad había sido sancionada con 4

multas por Autarquía de Defensa y Protección del Consu-

midor (PROCON/CE), por supuesta infracción a los dere-

chos de consumidores por un monto de € 7.220 (aprox.

M$ 5.579). La compañía presentó recursos contra todas

las sanciones, pero todos han sido rechazados y Coelce

ha pagado las multas.

(aprox. M$ 1.366.157). Ampla ha presentado 5 demandas

(justicia) para obtener la declaración de nulidad de sancio-

nes y hay 6 recursos administrativos pendientes de juzga-

miento por el órgano. En 2014, la sociedad fue sanciona-

da con 14 multas en €663.530 (aprox. M$ 512.718). La

compañía presentó recursos contra casi todas las sancio-

nes recibidas, pero aún no tenemos las decisiones de

esos recursos. Ampla ha presentado 4 demandas para

obtener la declaración de nulidad de sanciones y existen

8 recursos administrativos pendientes de juzgamiento

por el órgano. Ampla ha pagado 2 sanciones al valor de €

2.343 (aprox. M$ 1.810) en relación al periodo.

> En 2015, Ampla no ha sido sancionada con multa por los

órganos de defensa de los empleados (SRTE). En 2014, la

sociedad ha sido sancionada con 4 multas por los órga-

nos de defensa de los empleados (SRTE) en contra las

cuales ha presentado recursos administrativos. Un recur-

so fue rechazado y Ampla ha pagado la cuantía de € 62

(aprox. M$ 48), los demás aún no han sido juzgados.

8.2 Coelce.


multas por Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL)

o su representante local (ARCE), por accidente con terce-

ros (fueron siete), problemas con la calidad técnica, erro-

res en las evidencias presentadas en las fiscalizaciones

realizadas, por irregularidades con el proyecto Coelce

Plus, bien como por otras razones, por un monto de $

34.877.282 reales (aprox. M$ 6.343.078). La compañía

presentó recursos y aún existen 26 sin una decisión final.

Los demás fueron resueltos con la revocación de la san-

ción o con el pago, que ascendieron a $ 395.125 reales

(aprox. M$ 71.861). En el año de 2012, habían sido recibi-

das 24 sanciones en un total de $ 53.810.352 reales

(aprox. M$ 9.786.403), por los cuales hemos pagado

$ 707.423 reales (aprox. M$ 128.658) y aún no tenemos

decisión final en 16 de ellas.


nada por los órganos ambientales (IBAMA - Instituto Bra-

sileño del Medioambiente e de los Recursos Naturales

Renovables, ICM-Bio - Instituto Chico Mendes de Con-

servación de la Biodiversidad).

> En el año 2013, la sociedad fue sancionada con 4 multas

por Autarquía de Defensa y Protección del Consumidor

(PROCON/CE), por supuesta infracción a los derechos

de consumidores por un monto de $ 21.837 reales


tra todas las sanciones, falta uno por resolver; los de-


fracciones por los órganos de defensa de los empleados

(SRTE), por problemas relacionados con cuestiones for-

males en regla y contribuciones sociales. En 2014, la so-

ciedad ha recibido 6 actas de infracción por los órganos

de defensa de los empleados (SRTE), también por proble-

mas relacionados con cuestiones formales en regla y

contribuciones sociales.

8.3 Cien.

> En el año de 2013, la sociedad fue sancionada con 1 mul-

ta por Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) por

una cuestión formal (falta de presentación de documenta-

ción) por un monto de $ 32.136 reales (aprox. M$ 5.845).

La compañía presentó recurso que aún no tuvo decisión.

En el año de 2012 la sociedad no fue sancionada.

> En los años de 2012 y 2013, la sociedad no fue sanciona-

da por otros asuntos (ambientales, consumidor o labora-

les).

> En 2014, CIEN no ha sido sancionada con multa por Agen-

cia Nacional de Energía Eléctrica – ANEEL. En el año de

2013, la sociedad había sido sancionada con 1 multa por

la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) por una

cuestión formal (falta de presentación de documentación)

por un monto de €10.100 (aprox. M$ 7.804). CIEN interpu-

so recurso que fue aceptado, la multa fue anulada por el

órgano juzgador.


los órganos de defensa de los empleados (SRTE), en con-

tra han sido presentados recursos administrativos. Cien

ha pagado una multa al valor de € 61,74 (aprox. $ 48) y el

recurso en contra de la otra sanción a la fecha no ha sido

juzgado. En 2013, la sociedad no ha sido sancionada.


nada por otros asuntos (ambientales o laborales).

> En 2014 y 2015, CIEN no ha sido sancionada con multa

por Agencia Nacional de Energía Eléctrica – ANEEL o

cualquier otra autoridad fiscalizadora.

> En 2015, la sociedad no ha sido sancionada. En 2014, la

sociedad ha sido sancionada con 2 multas por los órga-

nos de defensa de los empleados (SRTE) en contra han

sido presentados recursos administrativos. Cien ha paga-

do una multa al valor de € 61,74 (aprox. M$ 48) y el recur-

so en contra la otra sanción a la fecha no ha sido juzgado.


nada por otros asuntos (ambientales).

> La sociedad y su Directorio no han sido objeto de otras

sanciones por parte de la SVS, ni por otras autoridades

administrativas.

> En 2014, la sociedad ha recibido 6 actas de infracción por

los órganos de defensa de los empleados (SRTE) en ra-

zón de accidentes ocurridos con empleados. En 2013, la

sociedad había sido sancionada con 2 multas por los órga-

nos de defensa de los empleados (SRTE), por problemas

relacionados con cuestiones formales en regla. COELCE

ha pagado la cuantía de € 3.206 (aprox. M$ 2.477) por las

sanciones del año de 2013.



presentante local (ARCE) por problemas de calidad técni-

ca e indicadores en un total de € 2.517.677 (aprox. M$

1.945.441) en contra han sido presentados recursos. Dos

de los cuatro recursos han sido juzgados y Coelce ha pa-

gado € 85.593 ( aprox. M$ 66.139) por las penalidades,

los demás quedan a espera de análisis por el órgano. En

2014, la sociedad ha sido sancionada con 8 multas por


presentante local (ARCE), por accidente con terceros (po-

pulación), por calidad técnica y por errores en la base de

activos, por un monto de €8.676.161 (aprox. M$

6.704.180). Coelce ha pagado €16.270 (aprox. M$ 12.572)

por dos multas y ha presentado recursos en relación a los

demás.

> En 2015, la sociedad ha sido sancionada con 1 sanción

por supresión irregular de vegetación y otros (incumpli-

miento de notificación), por un monto de €5.406 (aprox.

M$ 4.177). La compañía ha presentado recursos contra

todas las sanciones recibidas, pero aún no tenemos las

decisiones de esos recursos. En 2014 la sociedad no ha

sido sancionada por los órganos ambientales (IBAMA -

Instituto Brasileño del Medioambiente e de los Recursos

Naturales Renovables, ICM-Bio - Instituto Chico Mendes

de Conservación de la Biodiversidad).



CON/CE y DECON/CE) por problemas con el plazo de

prestación del servicio en un monto total de €1.649.834

(aprox. M$1.274.848). Coelce ha pagado €7.407 (aprox.

M$ 5.723) por una de las sanciones y ha presentado dos

recursos sin manifestación del órgano a la fecha. En 2014,

la sociedad ha sido sancionada con 4 multas por Autar-

quía de Defensa y Protección del Consumidor (PROCON/

CE y DECON/CE), por un monto de € 26.492 (aprox. M$

20.471), por supuesto incumplimiento de plazos y damni-

ficación de aparatos. Coelce ha presentado 3 recursos

administrativos, 1 aún pendientes de juzgamiento. Coel-

ce ha pagado € 6.874 (aprox. M$ 5.312) por las sanciones.

> En 2015, la sociedad ha recibido 14 notificaciones de in-


Nota 37Medio Ambiente

Los gastos ambientales al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 son los siguientes:

Compañía Nombre del Proyecto Descripción en Medio Ambiente

Estado del proyecto [Terminado, En proceso]

PEHUENCHE

GASTOS MEDIOAMBIENTALES CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

Estudios, monitoreos, análisis de laboratorio, retiro y disposición final de residuos sólidos en centrales hidroeléctricas (C.H.) En proceso

INVERSIONES EN CENTRALES HIDROELECTRICAS

Regularización instalaciones de combustible; Regularizacion sistema de agua y alcantarillado; Regularización pozos de captación; Fabricación e instalacion cubetos derrame de acidos; Normalizacion cercado sitio arqueolog

En proceso

ENDESA CHILE

GASTOS MEDIOAMBIENTALES CENTRALES Tratamiento de residuos, higienización En proceso

CT Bocamina Monitoreo de emisiones, proyecto cems, abatimiento NOX En proceso

Proyecto Cems Proyecto Cems C.T. Quintero En proceso

Proyecto Cems C.T. San Isidro II En proceso

Proyecto Cems C.T. Tal Tal En proceso

Regularizaciones C.H. Regularizaciones C.H. En proceso

Regularizaciones C.H. Ralco Programa Social Reforestación y Restauraciones camino bay pass Palmucho Chenqueco; reconstruccion Puente Lonquimay. En proceso

CELTA

Tratamiento de residuos Estudios, monitoreos, análisis de laboratorio retiro y disposición residuos Terminado

Tratamiento residuos Retiro de residuos domésticos e industriales no peligrosos TerminadoAbatimiento de Nox (quemadores LNF+OFA), desulfurizador y monitoreo de emisioes CEMS

Abatimiento de Nox (quemadores LNF+OFA), desulfurizador y monitoreo de emisioes CEMS Terminado

Reforestación (RCA) Ojos de agua Reforestación (RCA) Ojos de agua Terminado

CANELA Gastos Medioambientales centrales Analisis y monitoreo calidad aguas e Higenización Canela En proceso

Total

Compañía Nombre del Proyecto Descripción en Medio Ambiente

Estado del proyecto [Terminado, En proceso]

PEHUENCHE Gastos ambientales CC.HH Estudios, monitoreos, análisis de laboratorio, retiro y disposición final de residuos sólidos en centrales hidroeléctricas (C.H.) Terminado

ENDESA CHILE

Gastos Medioambientales en Centrales Tratamiento de residuos, higienización y monitoreos En proceso

CT Bocamina Monitoreo de emisiones, proyecto cems, abatimiento NOX En proceso

CT Los Molles Cumplimiento DS78 almacenamiento sustancias quimicas En proceso

C.T. San Isidro I Proyecto Cems En proceso

C.T. San Isidro II Proyecto Cems En proceso

C.T. Quintero Proyecto Cems En proceso

CT Tal Tal Cumplimiento DS78 del Minsal; Proyecto Cems En proceso

CELTAGastos medio ambientales térmicas Estudios, monit.,análisis lab.retiro y disp.residuos En proceso

Proyecto CEMS Sistema abatimiento material particulado (filtros de manga/monitoreo emisiones) En proceso

GAS ATACAMA Monitoreos, auditorías de MA, Asesorias, Etc.

Compromisos de la RCA, estudios, monitoreos y análisis calidad aire, agua Terminado

CANELA Gastos Medioambientales centrales Analisis y monitoreo calidad aguas e Higenización Canela En proceso

Total


31-12-2015 M$

31-12-2014 M$

Monto desembolsos

Monto Activado

Monto Gasto

Monto desembolso a

futuro

Fecha estimada desembolso Futuro

Total desembolsos

Monto desembolso ejercicio anterior

16.877 - 16.877 - - 16.877 522

361.712 361.712 - - - 361.712 -

2.455.575 - 2.455.575 - - 2.455.575 1.703.168

1.855 1.855 - - - 1.855 20.335.487

33 33 - - - 33 286.750

16 16 - - - 16 108.973

12 12 - - - 12 1.401.989

155.485 155.485 - - - 155.485 -

1.051.017 61 - - - 1.051.017 -

196.060 - 196.060 - - 196.060 380.554

127.053 - - - - 127.053 -

9.624 - - - - 9.624 10.531.670

27.032 - - - - 27.032 -

11.376 - 11.376 - - 11.376 16.079

4.413.727 519.174 2.679.888 - - 4.413.727 34.765.192


M$


M$Monto

desembolsosMonto

ActivadoMonto Gasto

Monto desembolso a futuro

Fecha estimada desembolso Futuro

Total desembolsos

Monto Gasto

Monto desembolso ejercicio anterior

522 - 522 - - 522 - -

1.703.168 - 1.703.168 - - 1.703.168 1.176.590 1.176.590

20.335.487 20.335.487 - - - 20.335.487 805.388 805.388

22.069 22.069 - - - 22.069 - -

55.878 55.878 - - - 55.878 - -

108.973 108.973 - - - 108.973 - -

286.750 286.750 - - - 286.750 - -

1.401.989 1.401.989 - - - 1.401.989 - -

184.494 - 184.494 196.060 31/12/15 380.554 14.840 274.582

10.522.046 10.522.046 - 9.624 31/12/15 10.531.670 - -

162.305 - 162.305 - - 162.305 - 88.772

16.079 - 16.079 - - 16.079 - -

34.799.760 32.733.192 2.066.568 205.684 84.738 35.005.444 1.996.818 2.345.332


Nota 38Información Financiera Resumida de FilialesEl detalle de la información financiera resumida al 31 de diciembre de 2015 y 2014, bajo Normas Internacionales de Informa-

ción Financiera es el siguiente:

Estados Financieros Activos

CorrienteM$

Activos No Corrientes

M$

Total ActivosM$

Pasivos Corrientes

M$Empresa Eléctrica Pehuenche S.A. separado 63.745.589 201.366.300 265.111.889 (62.820.897)

Compañía Eléctrica Tarapacá S.A. separado 82.875.363 509.275.829 592.151.192 (115.138.485)

Grupo Inversiones GasAtacama Holding Ltda. Consolidado 245.456.212 207.236.190 452.692.402 (24.048.629)

Endesa Argentina S.A. separado 1.814.204 32.328.045 34.142.249 (616.318)

Central Costanera S.A. separado 27.559.412 142.918.106 170.477.518 (102.001.988)

Hidroinvest S.A. separado 575.373 11.429.899 12.005.272 (452.427)

Hidroeléctrica El Chocón S.A. separado 44.240.854 240.460.115 284.700.969 (71.433.902)

Southem Cone Power Argentina S.A. separado 8.003 575.537 583.540 (12.826)

Emgesa S.A. E.S.P. separado 172.918.511 1.803.546.987 1.976.465.498 (349.736.334)

Generandes Perú S.A. separado 1.945.582 225.170.087 227.115.669 (1.364.513)

Edegel S.A.A. separado 111.421.412 723.995.979 835.417.391 (117.775.269)

Chinango S.A.C. separado 7.647.526 112.688.111 120.335.637 (8.369.365)

Grupo Generandes Perú Consolidado 120.047.319 808.405.916 928.453.235 (126.541.945)

Grupo Endesa Argentina Consolidado 73.348.681 385.562.798 458.911.479 (173.663.474)

Estados FinancierosActivos

CorrienteM$

Activos No Corrientes

M$

Total ActivosM$

Pasivos Corrientes

M$Empresa Eléctrica Pehuenche S.A. separado 75.414.557 209.069.274 284.483.831 59.142.217

Compañía Eléctrica Tarapacá S.A. separado 77.067.775 450.573.978 527.641.753 110.849.007

Grupo Inversiones GasAtacama Holding Ltda. Consolidado 197.276.197 216.893.717 414.169.914 29.892.670

Soc. Concesionaria Túnel El Melón S.A. (*) separado 19.183.735 7.107.942 26.291.677 3.709.123

Endesa Argentina S.A. separado 1.924.047 42.081.267 44.005.314 749.815

Central Costanera S.A. separado 31.868.372 154.649.134 186.517.506 108.956.607

Hidroinvest S.A. separado 562.612 14.962.217 15.524.829 423.843

Hidroeléctrica El Chocón S.A. separado 22.930.536 137.891.546 160.822.082 31.540.350

Southem Cone Power Argentina S.A. separado 4.162 753.403 757.565 3.229

Emgesa S.A. E.S.P. separado 329.672.209 1.782.307.979 2.111.980.188 500.414.812

Generandes Perú S.A. separado 3.473.185 219.325.990 222.799.175 3.148.425

Edegel S.A.A. separado 110.164.628 720.449.664 830.614.292 85.724.692

Chinango S.A.C. separado 8.439.096 111.912.667 120.351.763 7.433.439

Grupo Generandes Perú Consolidado 121.446.538 816.077.565 937.524.103 95.676.185

Grupo Endesa Argentina Consolidado 56.074.841 297.050.238 353.125.079 140.459.888

(*) Con fecha 09 de Enero de 2015 se vendió la Sociedad Concesionaria Túnel El Melón S.A.


31 de diciembre de 2015Pasivos No Corrientes

M$

PatrimonioM$

Total PasivosM$

Ingresos Ordinarios

M$

Costos Ordinarios

M$

Ganancia (Pérdida)

M$

Otro resultado integral

M$

Resultado integral total

M$(51.972.920) (150.318.072) (265.111.889) 193.189.705 (28.569.912) 118.016.421 33.526 118.049.947

(44.379.433) (432.633.274) (592.151.192) 230.852.534 (139.555.849) 70.262.390 (624) 70.261.766

(49.959.438) (378.684.335) (452.692.402) 183.015.183 (110.330.364) 46.215.560 (3.059.806) 43.155.754

- (33.525.931) (34.142.249) - - 622.972 (10.352.540) (9.729.568)

(53.611.202) (14.864.328) (170.477.518) 100.856.664 (4.598.130) (998.809) (4.729.767) (5.728.576)

- (11.552.845) (12.005.272) - - 21.877 (3.570.020) (3.548.143)

(63.908.193) (149.358.874) (284.700.969) 40.004.655 (4.574.336) 110.802.880 (44.667.506) 66.135.374

- (570.714) (583.540) - - (7.151) (176.471) (183.622)

(831.187.906) (795.541.258) (1.976.465.498) 778.768.426 (321.664.855) 211.896.264 (91.252.276) 120.643.988

- (225.751.156) (227.115.669) - - 42.044.140 4.890.902 46.935.042

(188.814.672) (528.827.450) (835.417.391) 343.761.564 (143.234.611) 91.161.037 4.059.334 95.220.371

(40.621.719) (71.344.553) (120.335.637) 39.114.967 (8.235.270) 15.210.089 (708.295) 14.501.794

(229.436.392) (572.474.899) (928.453.236) 382.452.709 (151.046.058) 95.054.809 (9.131.696) 85.923.113

(115.955.351) (169.292.654) (458.911.479) 140.398.933 (9.172.466) 109.347.016 (50.970.094) 58.376.922

31 de diciembre de 2014Pasivos No Corrientes

M$

PatrimonioM$

Total PasivosM$

Ingresos Ordinarios

M$

Costos Ordinarios

M$

Ganancia (Pérdida)

M$

Otro resultado integral

M$

Resultado integral total

M$53.952.811 171.388.803 284.483.831 227.886.302 (34.362.209) 143.162.280 (51.043) 143.111.237

30.918.614 385.874.132 527.641.753 318.959.142 (196.105.061) 89.900.366 (604) 89.899.762

48.748.663 335.528.581 414.169.914 179.474.707 (99.313.387) 29.364.528 51.288.697 80.653.225

1.789.703 20.792.851 26.291.677 10.484.435 (3.751) 5.830.719 (12.156) 5.818.563

- 43.255.499 44.005.314 - - 340.599 (5.299.756) (4.959.157)

56.967.994 20.592.905 186.517.506 75.193.639 (6.777.139) 45.532.654 3.989.198 49.521.852

- 15.100.986 15.524.829 - - (2.811) (1.868.145) (1.870.956)

46.058.232 83.223.500 160.822.082 30.173.576 (8.427.057) 11.036.822 (8.763.212) 2.273.610

- 754.336 757.565 - - (4.919) (94.023) (98.942)

883.041.284 728.524.092 2.111.980.188 753.385.348 (220.460.069) 288.821.398 (73.145.883) 215.675.515

- 219.650.750 222.799.175 - - 46.503.610 12.303.680 58.807.290

235.667.176 509.222.424 830.614.292 319.346.826 (127.881.082) 106.139.399 23.688.400 129.827.799

39.382.244 73.536.080 120.351.763 34.656.130 (6.061.046) 15.011.421 3.041.428 18.052.849

275.049.420 566.798.498 937.524.103 353.794.700 (133.734.610) 111.350.114 23.873.097 135.223.211

101.749.459 110.915.732 353.125.079 105.265.323 (15.204.196) 56.511.593 (5.660.609) 50.850.984


Nota 39Hechos Posteriores

1) Con fecha 8 de Enero de 2016, Endesa Chile informó en

carácter de hecho esencial que finalizó la ocupación ile-

gal que, hasta esa fecha, tres personas realizaban sobre

la primera torre de alta tensión que soporta los circuitos

de 154 kv y 220 Kv, de propiedad de Transelec, que sirve

a la central Bocamina, permitiendo la vuelta de la opera-

ción de la planta Bocamina en las horas siguientes, y que

los efectos financieros que Endesa Chile ha debido so-

portar, con ocasión de los cortes de la transmisión de

energía eléctrica de que fue objeto de esa ocupación ile-

gal, ascienden a la suma de US$3.8 millones como pér-

dida de margen de contribución entre los días 23 de No-

viembre de 2015 y 7 de Enero de 2016.

A nivel del sistema eléctrico, esta situación impacta al

alza en los costos globales de suministro de la demanda,

provocando un aumento de los precios spot y el uso an-

ticipado de reservas hidroeléctricas, que en los próximos

meses no estarán disponible.

2) Con fecha 29 de Enero de 2016, Endesa Chile infor-

mó en carácter de hecho esencial que con fecha 28 de

enero de 2016, en cumplimiento de lo acordado por la

Junta Extraordinaria de Accionistas de Endesa Chile

celebrada el pasado 18 de diciembre de 2015 (en ade-

lante, la “Junta”), el Directorio de Endesa Chile, ha

tomado conocimiento de la circunstancia de haberse

cumplido la condición suspensiva a que se hallaba su-

jeta la división de Endesa Chile y que, en consecuen-

cia, ha dispuesto el otorgamiento con esta misma fe-

cha de la escritura pública que declara cumplida la

referida condición suspensiva, denominada “Escritura

de Cumplimiento de Condición de División de Empre-

sa Nacional de Electricidad S.A.”.

En consecuencia, y de conformidad a lo aprobado

por la mencionada Junta, la división de Endesa Chile

tuvo efecto a partir del lunes 1° de febrero de 2016,

fecha a partir de la cual la nueva sociedad Endesa


Américas S.A. comenzó a existir, se verificó la dismi-

nución de capital y las demás reformas estatutarias de

Endesa Chile.

Adicionalmente, producto de la materialización de la divi-

sión de Endesa Chile, en dicha fecha se devengó para la

Compañía la obligación de pagar impuestos en Perú por

un monto de 577 millones de Nuevos Soles Peruanos,

aproximadamente (M$ 120.299.000, aproximadamente)

. Este impuesto, que se pagará durante el mes de marzo

de 2016, se genera porque la Ley del Impuesto a la Ren-

ta, en Perú, grava la transferencia de las participaciones

que Endesa Chile poseía en dicho país y que fueron

transferidas a Endesa Américas S.A. y se determina por

la diferencia entre el valor de enajenación y el costo de

adquisición de las citadas participaciones.

Se hace presente que, según fue acordado por la

mencionada Junta, el Directorio de Endesa Américas,

procederá oportunamente a solicitar la inscripción de

Endesa Américas y sus respectivas acciones en el

Registro de Valores de la SVS y en las bolsas de valo-

res en las cuales se transan las acciones de la actual

Endesa Chile. La distribución y entrega material de

las acciones emitidas por Endesa Américas S.A. se

efectuará en la fecha que resuelva el Directorio de

Endesa Américas S.A., una vez materializada la ins-

cripción de la misma y sus acciones en el Registro de

Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros

y bolsas de valores del país, y cumplidos los requeri-

mientos legales y normativos al efecto. El monto de

capital asignado a Endesa Américas asciende a M$

778.936.764.

No se han producido otros hechos posteriores signifi-

cativos entre el 1 de enero de 2016 y la fecha de emi-

sión de los presentes estados financieros consolida-

dos.


Anexo 1Sociedades que componen el Grupo Endesa ChileEste anexo es parte de la Nota 2.4 “Entidades filiales”.

Corresponden a porcentajes de control.

Rut Sociedad Moneda Funcional

% Control al 31-12-2015Directo Indirecto Total

76.003.204-2 Central Eólica Canela S.A. Peso Chileno 0,00% 75,00% 75,00%96.770.940-9 Compañía Eléctrica Tarapacá S.A. Peso Chileno 96,21% 0,00% 96,21%96.504.980-0 Empresa Eléctrica Pehuenche S.A. Peso Chileno 92,65% 0,00% 92,65%96.830.980-3 GasAtacama Chile S.A.(4) Peso Chileno 0,00% 100,00% 100,00%77.032.280-4 Gasoducto TalTal S.A. Peso Chileno 0,00% 100,00% 100,00%76.676.750-8 GNL Norte S.A. Peso Chileno 0,00% 100,00% 100,00%

78.932.860-9 GasAtacama S.A.(4) Peso Chileno 0,00% 100,00% 100,00%

76.014.570-K Inversiones GasAtacama Holding Ltda.(1) (4) Peso Chileno 50,00% 50,00% 100,00%96.671.360-7 Sociedad Concesionaria Túnel El Melón S.A.(2) Peso Chileno 0,00% 0,00% 0,00%96.905.700-K Progas S.A. Peso Chileno 0,00% 100,00% 100,00%78.952.420-3 Gasoducto Atacama Argentina S.A.(4) Peso Chileno 0,00% 100,00% 100,00%Extranjera Edegel S.A.A Nuevos Soles 29,40% 54,20% 83,60%Extranjera Chinango S.A.C. Nuevos Soles 0,00% 80,00% 80,00%Extranjera Generandes Perú S.A. Nuevos Soles 61,00% 0,00% 61,00%

Rut Sociedad Moneda Funcional

% Control al 31-12-2015Directo Indirecto Total

Extranjera Emgesa S.A. E.S.P. (3) Peso Colombiano 56,43% 0,00% 56,43%Extranjera Emgesa Panama S.A.(3) Dólar 0,00% 56,43% 56,43%Extranjera Sociedad Portuaria Central Cartagena S.A. Peso Colombiano 0,00% 94,95% 94,95%Extranjera Hidroeléctrica El Chocón S.A. Peso Argentino 2,48% 65,19% 67,67%Extranjera Hidroinvest S.A. Peso Argentino 41,94% 54,15% 96,09%Extranjera Southern Cone Power Argentina S.A. Peso Argentino 98,00% 2,00% 100,00%Extranjera Endesa Argentina S.A. Peso Argentino 99,66% 0,34% 100,00%Extranjera Central Costanera S.A. Peso Argentino 24,85% 50,82% 75,67%Extranjera Ingendesa do Brasil Ltda. Real 1,00% 99,00% 100,00%

(1) Ver Notas 2.4.1 y 6(2) Con fecha 09 de Enero de 2015 se vendió la Sociedad Concesionaria Túnel El Melón S.A.(3) Ver Nota 2.4.3 > Con fecha 17 de septiembre de 2014 fueron liquidadas las sociedades Atacama Finance Co. y Energex Co.(4) A contar del 1 de enero de 2015, estas sociedades modificaron su moneda funcional desde el Dólar Estadounidense al Peso Chileno.


% Control al 31-12-2014Relación País Actividad

Directo Indirecto Total0,00% 75,00% 75,00% Filial Chile Promoción y Desarrollo Proyectos de Energía Renovables

96,21% 0,00% 96,21% Filial Chile Ciclo Completo Energía Eléctrica92,65% 0,00% 92,65% Filial Chile Ciclo Completo Energía Eléctrica0,00% 100,00% 100,00% Filial Chile Administración de Sociedades0,00% 100,00% 100,00% Filial Chile Transporte, Comercialización y Distribución de Gas Natural0,00% 100,00% 100,00% Filial Chile Producción, Transporte y Distribución de Energía y Combustible

0,00% 100,00% 100,00% Filial Chile Explotación, Generación, Transmisión, Distribución de Energía Electrica y Gas Natural

50,00% 50,00% 100,00% Filial Chile Generación de Energía y Transporte de Gas Natural99,99% 0,01% 100,00% Filial Chile Ejecución, Construcción y Explotación del Túnel El Melón0,00% 100,00% 100,00% Filial Chile Adquisición, Producción, Trasnporte y Distribución Comercial de Gas Natural0,00% 100,00% 100,00% Filial Chile Explotación de Transporte de Gas Natural

29,40% 54,20% 83,60% Filial Perú Generación, Comercialización y Distribución de Energía Eléctrica0,00% 80,00% 80,00% Filial Perú Generación, Comercialización y Distribución de Energía Eléctrica

61,00% 0,00% 61,00% Filial Perú Sociedad de Cartera

% Control al 31-12-2014Relación País Actividad

Directo Indirecto Total56,43% 0,00% 56,43% Filial Colombia Generación de Energía Eléctrica.0,00% 56,43% 56,43% Filial Colombia Compra Venta de Energia Eléctrica0,00% 94,95% 94,95% Filial Colombia Administración de Puertos2,48% 65,19% 67,67% Filial Argentina Producción y Comercialización de Energía Eléctrica41,94% 54,15% 96,09% Filial Argentina Sociedad de Cartera98,00% 2,00% 100,00% Filial Argentina Sociedad de Cartera99,66% 0,34% 100,00% Filial Argentina Sociedad de Cartera24,85% 50,82% 75,67% Filial Argentina Generación y Comercialización de Electricidad1,00% 99,00% 100,00% Filial Brasil Consultora de Ingeniería de Proyectos


Anexo 2Variaciones del perímetro de consolidación

Este anexo corresponde a la Nota 2.4.1 “Variaciones del perímetro de consolidación”.

Incorporación al perímetro de consolidación durante los ejercicios 2015 y 2014.

Sociedad % Control al 31 de diciembre de 2015 % Control al 31 de diciembre de 2014

Directo Indirecto TotalMétodo

ConsolidaciónDirecto Indirecto Total

Método Consolidación

Inversiones GasAtacama Holding Ltda. (*) - - - - 50,00% 50,00% 100,00% Integración globalGasAtacama S.A. - - - - 0,00% 100,00% 100,00% Integración globalGasAtacama Chile S.A. - - - - 0,00% 100,00% 100,00% Integración globalGasoducto TalTal S.A. - - - - 0,00% 100,00% 100,00% Integración globalGasoducto Atacama Argentina S.A. - - - - 0,00% 100,00% 100,00% Integración globalGNL Norte S.A. - - - - 0,00% 100,00% 100,00% Integración globalProgas S.A. - - - - 0,00% 100,00% 100,00% Integración global

(*) Con fecha 17 de septiembre de 2014 fueron liquidadas las sociedades Atacama Finance Co. y Energex Co.

Exclusiones del perímetro de consolidación:

% Control al 31 de diciembre de 2015 % Control al 31 de diciembre de 2014

Directo Indirecto TotalMétodo

ConsolidaciónDirecto Indirecto Total

Método Consolidación

Sociedad Concesionaria Túnel El Melón S.A. 99,99% 0,01% 100,00% Integración

global - - - -

Anexo 3Sociedades asociadas y negocios conjuntosEste anexo corresponde a la Nota 3.h “Inversiones contabilizadas por el método de participación”.

Rut SociedadMoneda

Funcional% Participación al 31-12-2015

Directo Indirecto Total76.652.400-1 Centrales Hidroeléctricas De Aysén S.A. Peso Chileno 51,00% 0,00% 51,00%77.017.930-0 Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda. Peso Chileno 0,00% 50,00% 50,00%96.806.130-5 Electrogas S.A. Dólar 42,50% 0,00% 42,50%76.418.940-K GNL Chile.S.A. Dólar 33,33% 0,00% 33,33%

76.788.080-4 GNL Quintero S.A. Dólar 20,00% 0,00% 20,00%

Extranjera Distrilec Inversora S.A. Peso Argentino 0,89% 0,00% 0,89%Extranjera Endesa Cemsa S.A. Peso Argentino 0,00% 45,00% 45,00%Extranjero Central Térmica Manuel Belgrano Peso Argentino 0,00% 24,18% 24,18%Extranjero Central Térmica San Martin Peso Argentino 0,00% 24,18% 24,18%Extranjero Central Vuelta Obligada S.A. Peso Argentino 0,00% 3,45% 3,45%Extranjera Enel Brasil S.A. Real 34,64% 4,00% 38,64%


% Participación al 31-12-2014Relación País Actividad

Directo Indirecto Total51,00% 0,00% 51,00% Negocio Conjunto Chile Desarrollo y Explotación de un Proyecto Hidroeléctrico0,00% 50,00% 50,00% Negocio Conjunto Chile Transporte y Distribución de Energía Eléctrica42,50% 0,00% 42,50% Asociadas Chile Sociedad de Cartera33,33% 0,00% 33,33% Asociadas Chile Promover proyecto para suministro de gas licuado

20,00% 0,00% 20,00% Asociadas Chile Desarrollo, Diseño, Suministro de un Terminal de Regacificación de Gas Natural Licuado

0,89% 0,00% 0,89% Asociadas Argentina Sociedad de Cartera0,00% 45,00% 45,00% Argentina Argentina Compra Venta Mayorista de Energía Eléctrica0,00% 24,18% 24,18% Asociada Argentina Producción y Comercialización de Energía Eléctrica0,00% 24,18% 24,18% Asociada Argentina Producción y Comercialización de Energía Eléctrica0,00% 3,45% 3,45% Asociada Argentina Producción y Comercialización de Energía Eléctrica34,64% 4,00% 38,64% Asociadas Brasil Sociedad de Cartera


Anexo 4Información complementaria relativa a los activos y pasivos mantenidos para distribuir a los propietarios y operaciones discontinuas:ACTIVOS

Endesa Chile Histórico

M$

ACTIVOS CORRIENTES

Efectivo y equivalentes al efectivo 149.738.363

Otros activos financieros corrientes 6.653.458

Otros activos no financieros corriente 14.798.797

Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar corrientes 562.615.241

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas corriente 106.507.482

Inventarios corrientes 62.682.301

Activos biológicos corrientes -

Activos por impuestos corrientes 14.908.428 Total de activos corrientes distintos de los activos o grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los propietarios

917.904.070

Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los propietarios -

ACTIVOS CORRIENTES TOTALES 917.904.070

ACTIVOS NO CORRIENTES

Otros activos financieros no corrientes 22.344.701

Otros activos no financieros no corrientes 6.627.219

Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar no corrientes 230.860.601

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas no corriente -

Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación 492.055.335

Activos intangibles distintos de la plusvalía 51.989.115

Plusvalía 125.561.012

Propiedades, planta y equipo 5.393.307.906

Activos biológicos no corrientes -

Propiedad de inversión -

Activos por impuestos diferidos 38.086.239

TOTAL DE ACTIVOS NO CORRIENTES 6.360.832.128

TOTAL DE ACTIVOS 7.278.736.198


Discontinuación de Operaciones (NIIF 5)

M$

Eliminación Intercompanies y otros ajustes

M$

Endesa Histórico (Combinada)

M$


M$

Endesa Américas

M$

(112.313.130) - 149.738.363 37.425.233 112.313.130

(5.641.903) - 6.653.458 1.011.555 5.641.903

(14.336.049) - 14.798.797 462.748 14.336.049

(199.139.964) - 562.615.241 363.475.277 199.139.964

(37.639.756) 3.526 106.511.008 68.871.252 37.639.756

(25.926.892) - 62.682.301 36.755.409 25.926.892

- - - - -

(50.966) - 14.908.428 14.857.462 50.966

(395.048.660) 3.526 917.907.596 522.858.936 395.048.660

- - - - -

(395.048.660) 3.526 917.907.596 522.858.936 395.048.660

(625.981) - 22.344.701 21.718.720 625.981

(3.239.510) - 6.627.219 3.387.709 3.239.510

(230.824.700) - 230.860.601 35.901 230.824.700

- - - - -

(446.338.964) - 492.055.335 45.716.371 446.338.964

(31.083.689) - 51.989.115 20.905.426 31.083.689

(100.700.656) - 125.561.012 24.860.356 100.700.656

(2.663.590.814) - 5.393.307.906 2.729.717.092 2.663.590.814

- - - - -

- - - - -

(18.253.056) 34.135 38.120.374 19.867.318 18.253.056

(3.494.657.370) 34.135 6.360.866.263 2.866.208.893 3.494.657.370

(3.889.706.030) 37.661 7.278.773.859 3.389.067.829 3.889.706.030


PATRIMONIO Y PASIVOSEndesa Histórico

M$

PASIVOS CORRIENTES

Otros pasivos financieros corrientes 248.939.806

Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar corrientes 620.124.333

Cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes 305.709.208

Otras provisiones corrientes 94.553.219

Pasivos por impuestos corrientes 79.794.847

Otros pasivos no financieros corrientes 1.974.624 Total de pasivos corrientes distintos de los pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta

1.351.096.037

Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta -

PASIVOS CORRIENTES TOTALES 1.351.096.037


Otros pasivos financieros no corrientes 1.814.121.909

Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar no corrientes 45.348.861

Cuentas por pagar a entidades relacionadas no corrientes 97.186

Otras provisiones no corrientes 87.176.478

Pasivo por impuestos diferidos 381.487.478

Provisiones por beneficios a los empleados no corrientes 36.819.758

Otros pasivos no financieros no corrientes 18.698.412

TOTAL PASIVOS NO CORRIENTES 2.383.750.082

TOTAL PASIVOS 3.734.846.119

PATRIMONIO

Capital emitido 1.331.714.085

Ganancias acumuladas 2.218.373.368

Prima de emisión 206.008.557

Otras reservas (1.107.906.103)

Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora 2.648.189.907

Participaciones no controladoras 895.700.172

PATRIMONIO TOTAL 3.543.890.079

TOTAL DE PATRIMONIO Y PASIVOS 7.278.736.198



M$


M$


M$

Endesa ChileM$

Endesa AméricasM$

(221.018.241) - 248.939.806 27.921.565 221.018.241

(259.664.724) - 620.124.333 360.459.609 259.664.724

(48.124.723) 3.526 305.712.734 257.584.485 48.128.249

(78.935.605) - 94.553.219 15.617.614 78.935.605

(65.310.111) - 79.794.847 14.484.736 65.310.111

(1.951.294) - 1.974.624 23.330 1.951.294

(675.004.698) 3.526 1.351.099.563 676.091.339 675.008.224

- - - - -

(675.004.698) 3.526 1.351.099.563 676.091.339 675.008.224

(896.924.119) - 1.814.121.909 917.197.790 896.924.119

(39.373.175) - 45.348.861 5.975.686 39.373.175

- - 97.186 97.186 -

(36.473.503) - 87.176.478 50.702.975 36.473.503

(163.761.907) 34.135 381.521.613 217.759.706 163.761.907

(21.548.342) - 36.819.758 15.271.416 21.548.342

(18.698.412) - 18.698.412 - 18.698.412

(1.176.779.458) 34.135 2.383.784.217 1.207.004.759 1.176.779.458

(1.851.784.156) 37.661 3.734.883.780 1.883.096.098 1.851.787.682

(778.936.764) - 1.331.714.085 552.777.321 778.936.764

(1.275.029.104) - 2.218.373.368 943.344.264 1.275.029.104

(120.497.065) - 206.008.557 85.511.492 120.497.065

1.000.759.977 - (1.107.906.103) (107.142.600) (1.000.763.503)

(1.173.702.956) - 2.648.189.907 1.474.490.477 1.173.699.430

(864.218.918) - 895.700.172 31.481.254 864.218.918

(2.037.921.874) - 3.543.890.079 1.505.971.731 2.037.918.348

(3.889.706.030) 37.661 7.278.773.859 3.389.067.829 3.889.706.030



Endesa Chile HistóricoM$

Ingresos de actividades ordinarias 2.778.443.659

Otros ingresos, por naturaleza 68.481.846

Total de Ingresos de Actividades Ordinarias y Otros Ingresos por Naturaleza 2.846.925.505

Materias primas y consumibles utilizados (1.362.638.412)

Margen de Contribución 1.484.287.093

Otros trabajos realizados por la entidad y capitalizados 27.188.477

Gastos por beneficios a los empleados (156.197.903)

Gasto por depreciación y amortización (233.241.223)

Reversión de pérdidas por deterioro de valor (pérdidas por deterioro de valor) reconocidas en el resultado del periodo 4.980.280

Otros gastos por naturaleza (163.616.836)

Resultado de Explotación 963.399.888

Otras ganancias (pérdidas) 3.506.559

Ingresos financieros 59.535.141

Costos financieros (152.001.093)

Participación en las ganancias (pérdidas) de asociadas y negocios conjuntos que se contabilicen utilizando el método de la participación 47.584.706

Diferencias de cambio 42.300.500

Resultado por unidades de reajuste 3.600.187

Ganancia (pérdida) antes de impuestos 967.925.888

Gasto por impuestos a las ganancias, operaciones continuadas (332.905.075)

Ganancia (pérdida) procedente de operaciones continuadas 635.020.813

Ganancia (pérdida) procedente de operaciones discontinuadas -

GANANCIA (PÉRDIDA) 635.020.813

Ganancia (pérdida) atribuible a

Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la controladora 392.868.115

Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras 242.152.698


-


Ganancias (pérdida) diluida por acción 47,90

Número promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación 8.201.754,58



M$


M$


M$

Endesa Chile M$

Endesa AméricasM$

(1.238.466.148) 14.008 2.778.457.667 1.539.991.519 1.238.466.148

(64.649.040) - 68.481.846 3.832.806 64.649.040

(1.303.115.188) 14.008 2.846.939.513 1.543.824.325 1.303.115.188

481.747.189 - (1.362.638.412) (880.891.223) (481.747.189)

(821.367.999) 14.008 1.484.301.101 662.933.102 821.367.999

(11.937.667) - 27.188.477 15.250.810 11.937.667

85.228.546 - (156.197.903) (70.969.357) (85.228.546)

108.405.664 - (233.241.223) (124.835.559) (108.405.664)

4.813.372 - 4.980.280 9.793.652 (4.813.372)

73.277.014 (14.008) (163.630.844) (90.339.822) (73.291.022)

(561.581.070) - 963.399.888 401.832.826 561.567.062

508.842 - 3.506.559 4.015.401 (508.842)

(59.300.320) - 59.535.141 234.821 59.300.320

87.794.374 - (152.001.093) (64.206.719) (87.794.374)

(38.679.661) - 47.584.706 8.905.045 38.679.661

(96.180.972) - 42.300.500 (53.880.472) 96.180.972

- - 3.600.187 3.600.187 -

(667.438.807) - 967.925.888 300.501.089 667.424.799

256.249.256 - (332.905.075) (76.655.819) (256.249.256)

(411.189.551) - 635.020.813 223.845.270 411.175.543

- - - - -

(411.189.551) - 635.020.813 223.845.270 411.175.543

(180.546.069) - 392.868.115 212.336.054 180.532.061

(230.643.482) - 242.152.698 11.509.216 230.643.482

(411.189.551) - 635.020.813 223.845.270 411.175.543

- - - - -

(22,01) - 47,90 25,89 22,01

8.201.754,58 - - 8.201.754,58 8.201.754,58


ACTIVOSEndesa Chile

HistóricoM$

ACTIVOS CORRIENTES

Efectivo y equivalentes al efectivo 336.628.803

Otros activos financieros corrientes 24.850.020

Otros activos no financieros corriente 41.040.138

Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar corrientes 433.407.008

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas corriente 81.090.930

Inventarios corrientes 65.771.121

Activos biológicos corrientes -

Activos por impuestos corrientes 47.290.575 Total de activos corrientes distintos de los activos o grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los propietarios

1.030.078.595

Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los propietarios 7.978.963

ACTIVOS CORRIENTES TOTALES 1.038.057.558

ACTIVOS NO CORRIENTES

Otros activos financieros no corrientes 7.936.806

Otros activos no financieros no corrientes 2.374.351

Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar no corrientes 141.216.512

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas no corriente -

Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación 581.221.384

Activos intangibles distintos de la plusvalía 52.451.833

Plusvalía 125.609.898

Propiedades, planta y equipo 5.230.428.848

Activos biológicos no corrientes -

Propiedad de inversión -

Activos por impuestos diferidos 58.374.709

TOTAL DE ACTIVOS NO CORRIENTES 6.199.614.341

TOTAL DE ACTIVOS 7.237.671.899



M$


M$


M$

Endesa Chile

M$

Endesa Américas

M$

- 336.628.803 38.186.573 298.442.230

- 24.850.020 1.464.821 23.385.199

- 41.040.138 10.766.654 30.273.484

- 433.407.008 317.250.690 116.156.318

2.929 81.093.859 54.967.866 26.125.993

- 65.771.121 36.871.184 28.899.937

- - - -

- 47.290.575 44.701.761 2.588.814

- 2.929 1.030.081.524 504.209.549 525.871.975

- 7.978.963 7.978.963 -

- 2.929 1.038.060.487 512.188.512 525.871.975

- 7.936.806 6.719.853 1.216.953

- 2.374.351 42.847 2.331.504

- 141.216.512 - 141.216.512

- - - -

- 581.221.384 40.365.323 540.856.061

- 52.451.833 18.851.913 33.599.920

- 125.609.898 24.860.356 100.749.542

- 5.230.428.848 2.621.113.891 2.609.314.957

- - - -

- - - -

39.970 58.414.679 10.855.062 47.559.617

- 39.970 6.199.654.311 2.722.809.245 3.476.845.066

- 42.899 7.237.714.798 3.234.997.757 4.002.717.041


PATRIMONIO Y PASIVOS Endesa Chile Histórico

M$

PASIVOS CORRIENTES

Otros pasivos financieros corrientes 290.758.963

Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar corrientes 692.298.346

Cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes 237.525.246

Otras provisiones corrientes 38.351.988

Pasivos por impuestos corrientes 94.392.334

Otros pasivos no financieros corrientes 33.920.467 Total de pasivos corrientes distintos de los pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta

1.387.247.344

Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta 5.490.249

PASIVOS CORRIENTES TOTALES 1.392.737.593


Otros pasivos financieros no corrientes 1.825.702.867

Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar no corrientes 3.711.078

Cuentas por pagar a entidades relacionadas no corrientes -

Otras provisiones no corrientes 28.853.555

Pasivo por impuestos diferidos 390.319.963

Provisiones por beneficios a los empleados no corrientes 43.461.827

Otros pasivos no financieros no corrientes 28.998.675

TOTAL PASIVOS NO CORRIENTES 2.321.047.965

TOTAL PASIVOS 3.713.785.558

PATRIMONIO

Capital emitido 1.331.714.085

Ganancias acumuladas 2.010.744.273

Prima de emisión 206.008.557

Otras reservas (848.186.431)

TOTAL DE PATRIMONIO Y PASIVOS 7.237.671.899



M$


M$


M$

Endesa ChileM$

Endesa AméricasM$

- 290.758.963 146.364.103 144.394.860

- 692.298.346 332.677.495 359.620.851

2.929 237.528.175 124.467.399 113.060.776

- 38.351.988 10.932.577 27.419.411

- 94.392.334 31.480.257 62.912.077

- 33.920.467 16.168.436 17.752.031

- 2.929 1.387.250.273 662.090.267 725.160.006

- 5.490.249 5.490.249 -

- 2.929 1.392.740.522 667.580.516 725.160.006

- 1.825.702.867 778.135.168 1.047.567.699

- 3.711.078 3.711.078 -

- - - -

- 28.853.555 25.161.118 3.692.437

39.970 390.359.933 232.085.097 158.274.836

- 43.461.827 18.537.036 24.924.791

- 28.998.675 2.957.460 26.041.215

- 39.970 2.321.087.935 1.060.586.957 1.260.500.978

- 42.899 3.713.828.457 1.728.167.473 1.985.660.984

- 1.331.714.085 552.777.321 778.936.764

- 2.010.744.273 834.633.984 1.176.110.289

- 206.008.557 85.511.492 120.497.065

- (848.186.431) 2.648.092 (850.834.523)

- 42.899 7.237.714.798 3.234.997.757 4.002.717.041



Endesa Chile Histórico M$

Ingresos de actividades ordinarias 2.364.210.976

Otros ingresos, por naturaleza 82.323.337

Total de Ingresos de Actividades Ordinarias y Otros Ingresos por Naturaleza 2.446.534.313

Materias primas y consumibles utilizados (1.119.458.199)

Margen de Contribución 1.327.076.114

Otros trabajos realizados por la entidad y capitalizados 29.170.488

Gastos por beneficios a los empleados (134.904.835)

Gasto por depreciación y amortización (205.141.244)

Reversión de pérdidas por deterioro de valor (pérdidas por deterioro de valor) reconocidas en el resultado del periodo (14.519.312)

Otros gastos por naturaleza (126.360.628)

Resultado de Explotación 875.320.583

Otras ganancias (pérdidas) 43.401.445

Ingresos financieros 95.553.630

Costos financieros (136.828.592)

Participación en las ganancias (pérdidas) de asociadas y negocios conjuntos que se contabilicen utilizando el método de la participación 7.185.101

Diferencias de cambio (41.433.028)

Resultado por unidades de reajuste 13.926.117

Ganancia (pérdida) antes de impuestos 857.125.256

Gasto por impuestos a las ganancias, operaciones continuadas (238.152.509)

Ganancia (pérdida) procedente de operaciones continuadas 618.972.747

Ganancia (pérdida) procedente de operaciones discontinuadas -


Ganancia (pérdida) atribuible a

Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la controladora 334.556.376

Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras 284.416.371



Ganancias (pérdida) diluida por acción 40,79

Número promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación 8.201.754,58



M$


M$


M$

Endesa ChileM$

Endesa AméricasM$

(1.154.414.241) 10.930 2.364.221.906 1.209.807.666 1.154.414.240

(61.145.248) - 82.323.337 21.178.089 61.145.248

(1.215.559.489) 10.930 2.446.545.243 1.230.985.755 1.215.559.488

369.241.528 - (1.119.458.199) (750.216.671) (369.241.528)

(846.317.961) 10.930 1.327.087.044 480.769.084 846.317.960

(12.704.315) - 29.170.488 16.466.172 12.704.316

70.044.870 - (134.904.835) (64.859.966) (70.044.869)

103.836.335 - (205.141.244) (101.304.909) (103.836.335)

2.057.856 - (14.519.312) (12.461.456) (2.057.856)

60.025.087 (10.930) (126.371.558) (66.335.540) (60.036.018)

(623.058.128) - 875.320.583 252.273.385 623.047.198

(749.878) - 43.401.445 42.651.567 749.878

(93.967.597) - 95.553.630 1.586.033 93.967.597

65.211.335 - (136.828.592) (71.617.256) (65.211.336)

(61.598.412) - 7.185.101 (54.413.310) 61.598.411

20.192.759 - (41.433.028) (21.240.267) (20.192.761)

- - 13.926.117 13.926.117 -

(693.969.921) - 857.125.256 163.166.269 693.958.987

204.054.403 - (238.152.509) (34.098.106) (204.054.403)

(489.915.518) - 618.972.747 129.068.163 489.904.584

- - - - -

(489.915.518) - 618.972.747 129.068.163 489.904.584

(220.162.192) - 334.556.376 114.405.118 220.151.258

(269.753.326) - 284.416.371 14.663.045 269.753.326

(489.915.518) - 618.972.747 129.068.163 489.904.584

(26,84) - 40,79 13,95 26,84

8.201.754,58 - - 8.201.754,58 8.201.754,58


Anexo 5Información adicional sobre deuda financiera

Este anexo corresponde a la Nota 18 “Otros pasivos financieros”.

A continuación se muestran las estimaciones de flujos no descontados por tipo de deuda financiera:

a) Préstamos bancarios

Resumen de Préstamos Bancarios por monedas y vencimientos.

Segmento País

MonedaTasa Efectiva

Tasa Nominal

Garantía

Año 2015

Corriente No Corriente

VencimientoTotal


M$

VencimientoUno a

Tres Meses

M$

Tres a Doce

MesesM$

Uno a Dos Años

M$

Dos a Tres Años

M$

Tres a Cuatro

AñosM$

Cuatro a Cinco

AñosM$

Chile US$ 0,00% 0,00% No - - - - - - -

Chile Ch$ 6,00% 6,00% No 4 - 4 - - - -

Perú US$ 0,00% 0,00% No - - - - - - -

Argentina US$ 0,00% 0,00% No - - - - - - -

Argentina $ Arg 0,00% 0,00% No - - - - - - -

Colombia $ Col 0,00% 0,00% No - - - - - - -

Total 4 - 4 - - - -


Año 2014


Total No Corriente

al 31-12-2015

M$

VencimentoTotal


M$

VencimientoTotal No


M$

Más de Cinco Años

M$

Uno a Tres Meses

M$

Tres a Doce Meses

M$

Uno a Dos Años

M$

Dos a Tres Años

M$

Tres a Cuatro

AñosM$


M$

Más de Cinco Años

M$

- - 20.269 1.020.576 1.040.845 - - - - - -

- - 582 - 582 - - - - - -

- - 2.914.574 9.996.364 12.910.938 40.274.383 18.781.256 16.391.794 256.394 - 75.703.827

- - 2.808.939 12.054.341 14.863.280 1.039.398 - - - - 1.039.398

- - 4.667.574 8.107.262 12.774.836 7.968.912 188.784 - - - 8.157.696

- - 1.401.291 4.203.875 5.605.166 10.766.379 15.367.075 14.619.719 13.872.363 48.015.897 102.641.433

- - 11.813.229 35.382.418 47.195.647 60.049.072 34.337.115 31.011.513 14.128.757 48.015.897 187.542.354


Individualización de Préstamos Bancarios por Deudor.

RutEmpresaDeudora


PaísEmpresaDeudora

RutEntidadAcreedora

NombredelAcreedor


Tipode

Moneda

Tasade

interésEfectiva

Tasade

interésnominal

31-12-2015

Corriente

Menos de 90 días

Más de 90 días

Total Corriente

Extranjera Chinango S.A.C. Perú Extranjero Banco Scotiabank Perú US$ 3,98% 3,96% - - -

Extranjera Chinango S.A.C. Perú Extranjero Banco de Credito del Perú Perú US$ 2,12% 2,01% - - -

Extranjera Chinango S.A.C. Perú Extranjero Bank Of Nova Scotia Perú US$ 3,18% 3,01% - - -

Extranjera Chinango S.A.C. Perú Extranjero Bank Of Nova Scotia Perú US$ 3,48% 3,40% - - -

Extranjera Edegel S.A.A Perú Extranjero Banco Continental Perú US$ 3,44% 3,36% - - -

Extranjero Edegel S.A.A Perú Extranjero Bank Nova Scotia Perú US$ 1,02% 1,00% - - -

Extranjera Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Banco Corpbanca Colombia $ Col 8,39% 8,22% - - -

Extranjera Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero BBVA Colombia Colombia $ Col 6,71% 6,60% - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Banco de Bogota Colombia $ Col 6,74% 6,63% - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero AV VILLAS Colombia $ Col 5,62% 5,51% - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero AV VILLAS Colombia $ Col 5,50% 5,38% - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero BBVA Colombia Colombia $ Col 5,67% 5,53% - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Citibank Colombia Colombia $ Col 5,51% 5,38% - - -



Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero BBVA Colombia Colombia $ Col 5,76% 5,64% - - -




Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Banco Davivienda Colombia $ Col 6,30% 6,15% - - -

Extranjero Endesa Argentina S.A. Argentina Extranjero Citibank Argentina $ Arg 28,00% 28,00% - - -

91.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile Extranjero B.N.P. Paribas E.E.U.U. US$ 6,32% 5,98% - - -

91.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile 97.004.000-5 Banco Santander Chile Ch$ 6,00% 6,00% 4 - 4

Extranjera Central Costanera S.A. Argentina Extranjero Banco Galicia Argentina $ Arg 51,47% 42,24% - - -

Extranjera Central Costanera S.A. Argentina Extranjero Banco Itaú Argentina Argentina $ Arg 55,08% 44,68% - - -

Extranjera Central Costanera S.A. Argentina Extranjero Banco Santander Río Argentina $ Arg 44,17% 37,14% - - -

Extranjera Central Costanera S.A. Argentina Extranjero Banco Supervielle Argentina $ Arg 49,97% 41,21% - - -

Extranjera Central Costanera S.A. Argentina Extranjero Citibank Argentina $ Arg 14,84% 13,92% - - -

Extranjera Central Costanera S.A. Argentina Extranjero Credit Suisse International Argentina US$ 51,99% 42,59% - - -

Extranjero Central Costanera S.A. Argentina Extranjero ICB Argentina Argentina $ Arg 36,00% 42,59% - - -

Extranjera H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Deutsche Bank Argentina US$ 13,40% 12,78% - - -

Extranjera H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Standard Bank Argentina US$ 13,40% 12,78% - - -

Extranjera H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Banco Itau Argentina US$ 13,40% 12,78% - - -

Extranjera H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Banco Macro Argentina $ Arg 30,56% 27,87% - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Banco Santander - Sindicado IV Argentina $ Arg 36,21% 32,11% - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Banco Itau- Sindicado IV Argentina $ Arg 36,21% 32,11% - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Banco Galicia - Sindicado IV Argentina $ Arg 36,21% 32,11% - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Banco Hipotecario - Sindicado IV Argentina $ Arg 36,21% 32,11% - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Banco Ciudad -Sindicado IV Argentina $ Arg 36,21% 32,11% - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero ICB Argentina Argentina $ Arg 36,21% 32,11% - - -

Total 4 - 4


31-12-2015 31-12-2014


Uno a Dos Años

Dos a Tres Años

Tres a Cuatro

Años


Más de Cinco Años

Total No Corriente

Menos de 90 días

más de 90 días

Total Corriente

Uno a Dos Años

Dos a Tres Años

Tres a Cuatro Años


Más de Cinco Años

Total No Corriente

- - - - - - 353.913 1.051.014 1.404.927 1.376.324 1.347.722 15.345.293 - - 18.069.339

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - 411.404 1.217.828 1.629.232 1.585.546 1.541.859 - - 3.127.405

- - - - - - 289.876 857.071 1.146.947 1.113.465 1.079.983 1.046.501 256.394 3.496.343

- - - - - - 1.807.054 6.713.471 8.520.525 14.284.700 14.811.692 - - - 29.096.392

- - - - - - 52.327 156.980 209.307 21.914.348 - - - - 21.914.348

- - - - - - 373.517 1.120.552 1.494.069 2.847.830 4.052.184 3.852.974 3.653.765 12.622.968 27.029.721

- - - - - - 1.027.774 3.083.323 4.111.097 7.918.549 11.314.891 10.766.745 10.218.598 35.392.929 75.611.712

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - 749.636 - 749.636 - - - - - -

- - - - - - 20.269 1.020.576 1.040.845 - - - - - -

- - - - - - 582 - 582 - - - - - -

- - - - - - 308.554 836.632 1.145.186 990.314 - - - - 990.314

- - - - - - 119.500 337.442 456.942 390.884 27.716 - - - 418.600

- - - - - - 70.593 200.874 271.467 236.632 17.012 - - - 253.644

- - - - - - 112.554 319.053 431.607 372.729 26.615 - - - 399.344

- - - - - - 347.807 998.639 1.346.446 1.199.174 87.541 - - - 1.286.715

- - - - - - 122.704 2.324.204 2.446.908 1.039.398 - - - - 1.039.398

- - - - - - 132.215 371.509 503.724 425.630 29.900 - - - 455.530

- - - - - - 1.331.375 4.844.938 6.176.313 - - - - - -

- - - - - - 667.376 2.425.364 3.092.740 - - - - - -

- - - - - - 687.484 2.459.835 3.147.319 - - - - - -

- - - - - - 1.522.852 - 1.522.852 - - - - - -

- - - - - - 306.765 1.185.867 1.492.632 1.023.289 - - - - 1.023.289

- - - - - - 273.493 1.057.510 1.331.003 912.706 - - - - 912.706

- - - - - - 262.403 1.014.727 1.277.130 875.846 - - - - 875.846

- - - - - - 86.271 335.251 421.522 290.454 - - - - 290.454

- - - - - - 34.894 135.536 170.430 117.383 - - - - 117.383

- - - - - - 340.037 1.314.222 1.654.259 1.133.871 - - - - 1.133.871

- - - - - - 11.813.229 35.382.418 47.195.647 60.049.072 34.337.115 31.011.513 14.128.757 48.015.897 187.542.354


b) Obligaciones Garantizadas y No Garantizadas

Resumen de Obligaciones Garantizadas y No Garantizadas por monedas y vencimientos.

Segmento País

MonedaTasa Efectiva

Tasa Nominal

Garantía

31-12-2015



M$

VencimientoUno a Tres

MesesM$

Tres a Doce Meses

M$

Uno a Dos Años

M$

Dos a Tres Años

M$

Tres a Cuatro Años

M$


M$

Más de Cinco Años

M$Chile US$ 6,99% 6,90% No 7.318.857 21.956.571 29.275.428 29.275.427 29.275.427 29.275.427 29.275.427 827.386.294 Chile U.F. 6,00% 5,48% No 7.420.915 27.355.985 34.776.900 34.213.890 33.650.880 55.868.495 53.284.158 359.246.902 Perú US$ 0,00% 0,00% No - - - - - - - - Perú Soles 0,00% 0,00% No - - - - - - - - Colombia $ Col 0,00% 0,00% No - - - - - - - - Total 14.739.772 49.312.556 64.052.328 63.489.317 62.926.307 85.143.922 82.559.585 1.186.633.196

Individualización de Obligaciones Garantizadas y No Garantizadas por deudor.

RutEmpresaDeudora


PaísEmpresaDeudora

RutEntidadAcreedora

NombredelAcreedor


TipodeMoneda

Tasade interésefectiva


Garantia

31-12-2015

Corriente

Menos de 90 días

más de 90 días

Total Corriente

Extranjero Edegel S.A.A Perú Extranjera Banco Continental Perú Soles 6,41% 6,31% No - - -

Extranjero Edegel S.A.A Perú Extranjera Banco Continental Perú Soles 6,38% 6,28% No - - -

Extranjero Edegel S.A.A Perú Extranjera Banco Continental Perú US$ 6,44% 6,34% No - - -



Extranjero Edegel S.A.A Perú Extranjera Banco Scotiabank Perú US$ 6,73% 6,63% No - - -




Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjera Bonos A-10 Colombia $ Col 8,87% 8,59% No - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjera Bonos A102 Colombia $ Col 8,87% 8,59% No - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjera Bonos B-103 Colombia $ Col 9,79% 9,79% No - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjera Bonos B10 Colombia $ Col 10,44% 10,06% No - - -


Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjera Bonos B09-09 Colombia $ Col 10,57% 10,17% No - - -


Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjera Bonos exterior Colombia $ Col 10,17% 10,17% No - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjera Bonos quimbo Colombia $ Col 10,17% 10,17% No - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos Quimbo B10 Colombia $ Col 8,09% 7,85% No - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos Quimbo B15 Colombia $ Col 8,21% 7,97% No - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos Quimbo B12-13 Colombia $ Col 9,63% 9,30% No - - -


Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos B6-13 Colombia $ Col 8,85% 8,57% No - - -




Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Bonos B6-14 Colombia $ Col 7,98% 7,75% No - - -

91.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile Extranjera BNY Mellon - Primera Emisión S-1 E.E.U.U. US$ 7,96% 7,88% No 2.879.332 8.637.995 11.517.327

91.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile Extranjera BNY Mellon - Primera Emisión S-2 E.E.U.U. US$ 7,40% 7,33% No 919.193 2.757.578 3.676.771

91.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile Extranjera BNY Mellon - Primera Emisión S-3 E.E.U.U. US$ 8,26% 8,13% No 584.223 1.752.670 2.336.893

91.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile Extranjera BNY Mellon - 144 - A E.E.U.U. US$ 8,83% 8,63% No -

91.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile Extranjero BNY Mellon - Unica 24296 E.E.U.U. US$ 4,32% 4,25% No 2.936.109 8.808.328 11.744.437

91.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile 97.004.000-5 Banco Santander -317 Serie-H Chile U.F. 7,17% 6,20% No 1.862.265 10.680.034 12.542.299

91.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile 97.004.000-5 Banco Santander 522 Serie-M Chile U.F. 4,82% 4,75% No 5.558.650 16.675.951 22.234.601

Total 14.739.772 49.312.556 64.052.328


31-12-2014


Total No Corriente al 31-12-2015

M$

Vencimento Total Corriente al 31-12-2014

M$

Vencimiento Total No Corriente al

31-12-2014M$

Uno a Tres Meses

M$

Tres a Doce Meses

M$

Uno a Dos Años

M$

Dos a Tres Años

M$

Tres a Cuatro Años

M$


M$

Más de Cinco Años

M$944.488.002 9.028.616 144.138.509 153.167.125 25.547.239 25.547.239 25.547.239 25.547.239 733.419.902 835.608.858 536.264.325 8.377.677 30.005.314 38.382.991 37.771.918 37.160.846 36.549.774 46.672.611 429.466.743 587.621.892

- 4.424.492 1.630.232 6.054.724 14.072.738 1.443.269 7.173.013 5.691.115 15.362.941 43.743.076 - 159.918 479.754 639.672 639.671 639.671 639.671 5.586.014 5.880.850 13.385.877 - 80.341.828 48.241.503 128.583.331 64.322.005 104.199.084 113.756.973 143.560.968 753.218.536 1.179.057.566

1.480.752.327 102.332.531 224.495.312 326.827.843 142.353.571 168.990.109 183.666.670 227.057.947 1.937.348.972 2.659.417.269

31-12-2015 31-12-2014


Uno a Dos Años

Dos a Tres Años

Tres a Cuatro

Años


Más de Cinco Años

Total No Corriente

Menos de 90 días

más de 90 días

Total Corriente

Uno a Dos Años

Dos a Tres Años

Tres a Cuatro

Años


Más de Cinco Años

Total No Corriente

- - - - - - 80.157 240.472 320.629 320.629 320.629 320.629 320.629 5.880.850 7.163.366

- - - - - - 79.761 239.282 319.043 319.042 319.042 319.042 5.265.385 6.222.511

- - - - - - 91.749 275.246 366.995 366.994 366.994 366.994 366.994 9.039.318 10.507.294

- - - - - - 91.899 275.698 367.597 367.597 367.597 367.597 4.989.668 6.092.459

- - - - - - 3.881.082 - 3.881.082 - - - - - -

- - - - - - 95.816 287.449 383.265 6.296.355 - - - - 6.296.355

- - - - - - 86.777 260.331 347.108 6.333.114 - - - - 6.333.114

- - - - - - 93.556 280.669 374.225 374.225 374.225 6.103.969 - - 6.852.419

- - - - - - 83.613 250.839 334.452 334.453 334.453 334.453 334.453 6.323.623 7.661.435

- - - - - - 53.979.516 - 53.979.516 - - - - - -

- - - - - - 10.281.812 - 10.281.812 - - - - - -

- - - - - - 982.211 2.946.634 3.928.845 3.928.846 43.805.925 - - - 47.734.771

- - - - - - 882.562 2.647.687 3.530.249 3.530.250 3.530.250 3.530.250 41.216.421 - 51.807.171

- - - - - - 316.557 949.671 1.266.228 1.266.228 1.266.228 1.266.228 1.266.228 19.363.519 24.428.431

- - - - - - 1.213.148 3.639.445 4.852.593 4.852.593 4.852.593 58.216.407 - - 67.921.593

- - - - - - 509.006 1.527.019 2.036.025 2.036.026 2.036.026 2.036.026 2.036.026 25.961.808 34.105.912

- - - - - - 581.078 1.743.234 2.324.312 2.324.312 2.324.312 2.324.312 2.324.312 25.362.714 34.659.962

- - - - - - 4.175.756 12.527.267 16.703.023 16.703.023 16.703.023 16.703.023 16.703.023 182.262.097 249.074.189

- - - - - - 1.246.095 3.738.285 4.984.380 4.984.380 4.984.380 4.984.380 4.984.380 91.102.169 111.039.689

- - - - - - 845.671 2.537.012 3.382.683 3.382.682 3.382.682 3.382.682 3.382.682 77.827.476 91.358.204

- - - - - - 1.843.223 5.529.669 7.372.892 7.372.892 7.372.892 7.372.892 7.372.892 134.542.069 164.033.637

- - - - - - 703.731 2.111.194 2.814.925 2.814.926 2.814.926 2.814.926 40.827.900 - 49.272.678

- - - - - - 228.103 684.309 912.412 912.412 912.412 912.412 13.233.669 - 15.970.905

- - - - - - 743.130 2.229.390 2.972.520 2.972.520 2.972.520 2.972.520 2.972.520 72.211.138 84.101.218

- - - - - - 816.008 2.448.025 3.264.033 3.264.033 3.264.033 3.264.033 3.264.033 61.737.690 74.793.822

- - - - - - 540.559 1.621.676 2.162.235 2.162.235 2.162.235 2.162.235 2.162.235 34.170.442 42.819.382

- - - - - - 453.662 1.360.986 1.814.648 1.814.647 1.814.647 1.814.647 1.814.647 28.677.414 35.936.002

11.517.326 11.517.326 11.517.326 11.517.326 217.149.037 263.218.341 2.474.039 7.422.118 9.896.157 9.896.157 9.896.157 9.896.157 9.896.157 195.949.534 235.534.162

3.676.770 3.676.770 3.676.770 3.676.770 90.711.728 105.418.808 789.495 2.368.484 3.157.979 3.157.979 3.157.979 3.157.979 3.157.979 77.747.246 90.379.162

2.336.894 2.336.894 2.336.894 2.336.894 196.474.523 205.822.099 502.137 1.506.412 2.008.549 2.008.549 2.008.549 2.008.549 2.008.549 168.757.572 176.791.768

- 2.641.806 124.978.079 127.619.885 - - - - - -

11.744.437 11.744.437 11.744.437 11.744.437 323.051.006 370.028.754 2.621.139 7.863.416 10.484.555 10.484.554 10.484.554 10.484.554 10.484.554 290.965.550 332.903.766

11.979.289 11.416.279 10.853.268 10.290.258 63.261.536 107.800.630 2.174.007 11.394.304 13.568.311 12.957.238 12.346.166 11.735.094 11.124.022 73.777.578 121.940.098

22.234.601 22.234.601 45.015.227 42.993.900 295.985.366 428.463.695 6.203.670 18.611.010 24.814.680 24.814.680 24.814.680 24.814.680 35.548.589 355.689.165 465.681.794

63.489.317 62.926.307 85.143.922 82.559.585 1.186.633.196 1.480.752.327 102.332.531 224.495.312 326.827.843 142.353.571 168.990.109 183.666.670 227.057.947 1.937.348.972 2.659.417.269


c) Obligaciones por Arrendamiento Financiero

Individualización de Obligaciones por Arrendamiento Financiero por Deudor

RutEmpresaDeudora


PaísEmpresaDeudora

RutEntidadAcreedora

NombredelAcreedor


TipodeMoneda


31-12-2015

Corriente

Menos de 90 días

más de 90 días

Total Corriente

Uno a Dos Años

Extranjera Edegel S.A.A. Perú Extranjera Banco Scotiabank Peru US$ 2,02% - - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Banco Corpbanca Colombia $ Col 10,80% - - - -

Extranjero Emgesa S.A. E.S.P. Colombia Extranjero Equirent S.A. Colombia $ Col 6,55% - - - -

91.081.000-6 Endesa Chile S.A. Chile 87.509.100-K Abengoa Chile Chile US$ 6,50% 732.936 2.203.853 2.936.789 2.950.745

732.936 2.203.853 2.936.789 2.950.745

d) Otras Obligaciones

Individualización de Otras Obligaciones

RutEmpresaDeudora


PaísEmpresaDeudora

RutEntidadAcreedora

NombredelAcreedor


TipodeMoneda


31-12-2015

Corriente

Menos de 90 días

más de 90 días

Total Corriente

Uno a Dos Años

Extranjera Central Costanera S.A. Argentina Extranjera Mitsubishi (deuda garantizada) Argentina US$ 0,25% - - - -

Extranjera Central Costanera S.A. Argentina Extranjera Otros Argentina $ Arg 17,29% - - - -

Extranjero H. El Chocón S.A. Argentina Extranjero Otros Argentina $ Arg 23,54% - - - -

Extranjero Hidroinvest S.A. Argentina Extranjero Otros Argentina US$ 2,33% - - - -

- - - -


31-12-2015 31-12-2014


Dos a Tres Años

Tres a Cuatro

Años


Más de Cinco Años

Total No Corriente

Menos de 90 días

más de 90 días

Total Corriente

Uno a Dos Años

Dos a Tres Años

Tres a Cuatro

Años


Más de Cinco Años

Total No Corriente

- - - - - 2.250.920 6.692.173 8.943.093 8.781.527 13.384.629 - - - 22.166.156

- - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - -

2.965.609 2.981.438 2.998.297 11.193.448 23.089.537 652.199 1.957.446 2.609.645 2.611.991 2.614.490 2.617.151 2.619.984 12.287.815 22.751.431

2.965.609 2.981.438 2.998.297 11.193.448 23.089.537 2.903.119 8.649.619 11.552.738 11.393.518 15.999.119 2.617.151 2.619.984 12.287.815 44.917.587

31-12-2015 31-12-2014


Dos a Tres Años

Tres a Cuatro

Años


Más de Cinco Años

Total No Corriente

Menos de 90 días

más de 90 días

Total Corriente

Uno a Dos Años

Dos a Tres Años

Tres a Cuatro

Años


Más de Cinco Años

Total No Corriente

- - - - - 9.523 1.850.404 1.859.927 671.565 670.617 669.670 808.784 23.886.776 26.707.412

- - - - - 1.097.278 1.294.252 2.391.530 - - - - - -

- - - - - 127.042 381.125 508.167 7.769.157 1.945.985 - - - 9.715.142

- - - - - 952 168.039 168.991 - - - - - -

- - - - - 1.234.795 3.693.820 4.928.615 8.440.722 2.616.602 669.670 808.784 23.886.776 36.422.554


Anexo 6Detalle de activos y pasivos en moneda extranjeraEste anexo forma parte integral de los estados financieros de Endesa Chile.

El detalle de los activos denominados en moneda extranjera es el siguiente:

ACTIVOSMoneda extranjera

Moneda funcionalM$

31-12-2015M$

31-12-2014M$

ACTIVOS CORRIENTES Efectivo y Equivalentes al Efectivo 9.800.146 32.565.577 Dólares Pesos chileno 4.268.962 124.074 Dólares Pesos Colombianos - 342.438 Dólares Nuevo sol peruano - 21.216.886 Dólares Peso Argentino - 564.885 Peso Argentino Dólares - 4.206.734 Pesos chileno Dólares - 6.110.560 Peso Argentino Pesos chileno 5.531.184 - Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas, Corriente - 14.039.935 Dólares Pesos chileno - 14.039.935

Total de activos corrientes distintos de los activos o grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los propietarios

9.800.146 46.605.512

TOTAL ACTIVOS CORRIENTES 9.800.146 46.605.512

ACTIVOS NO CORRIENTES Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación 31.841.928 568.650.823 Dólares Pesos chileno 31.841.928 27.794.762 Peso argentino Peso chileno - 1.979.132 Reales Nuevo sol peruano - 56.886.006 Reales Peso chileno - 481.990.923 Plusvalía - 94.462.005

Nuevo sol peruano Peso chileno - 88.241.039

Peso Argentino Peso chileno - 6.220.966 TOTAL ACTIVOS NO CORRIENTES 31.841.928 663.112.828

TOTAL ACTIVOS 41.642.074 709.718.340

El detalle de los pasivos denominados en moneda extranjera es el siguiente:

Moneda extranjera

Moneda funcional

31-12-2015

Pasivos Corrientes Pasivos No Corrientes

Hasta 90 díasM$

de 91 días a 1 añoM$

TotalCorriente

Uno a Dos Años

M$

Dos a Tres Años

M$

Tres a Cuatro Años

M$

PASIVOS Otros pasivos financieros Dólares 8.051.793 24.160.424 32.212.217 32.226.172 32.241.036 32.256.865 Dólares Pesos chileno 8.051.793 24.160.424 32.212.217 32.226.172 32.241.036 32.256.865 Dólares Nuevo Sol Peruano - - - - - - Dólares Peso Argentino - - - - - -

TOTAL PASIVOS 8.051.793 24.160.424 32.212.217 32.226.172 32.241.036 32.256.865


31-12-2014

Pasivos No Corrientes Pasivos Corrientes Pasivos No Corrientes


M$

Más de Cinco Años

M$

TotalNo

Corriente

Hasta 90 díasM$

de 91 días a 1 añoM$

TotalCorriente

Uno a Dos Años

M$

Dos a Tres Años

M$

Tres a Cuatro

AñosM$


M$

Más de Cinco Años

M$

TotalNo Corriente

32.273.724 838.579.742 967.577.539 22.110.484 179.508.084 201.618.568 92.998.841 62.441.500 52.398.867 34.923.516 784.957.434 1.027.720.158 32.273.724 838.579.742 967.577.539 9.701.084 147.116.531 156.817.615 28.159.230 28.161.729 28.164.390 28.167.223 745.707.717 858.360.289

- - - 9.589.986 18.318.769 27.908.755 63.128.648 33.609.154 23.564.807 5.947.509 15.362.941 141.613.059 - - - 2.819.414 14.072.784 16.892.198 1.710.963 670.617 669.670 808.784 23.886.776 27.746.810

32.273.724 838.579.742 967.577.539 22.110.484 179.508.084 201.618.568 92.998.841 62.441.500 52.398.867 34.923.516 784.957.434 1.027.720.158


Anexo 7Detalle de información adicional oficio circular n° 715 de fecha 03 de febrero de 2012Este anexo forma parte integral de los estados financieros de Endesa Chile.

a) Estratificación de la cartera

Por antigüedad de los deudores comerciales y otras cuentas por cobrar

Cuentas comerciales y otras cuentas por cobrar

Saldo al

31-12-2015

Cartera al día

M$

Morosidad 1-30 días

M$


M$


M$


M$

Cuentas Comerciales bruto 268.755.088 1.110.952 199 11.659 175

Provisión de deterioro (55.494) - - - -

Otras Cuentas por Cobrar bruto 93.240.964 - - - -

Provisión de deterioro - - - - -

Total 361.940.558 1.110.952 199 11.659 175


Saldo al

31-12-2014

Cartera al día

M$


M$


M$


M$


M$

Cuentas Comerciales bruto 321.415.800 6.649.258 2.333.183 613.491 228.410

Provisión de deterioro (278.332) - - - -

Otras Cuentas por Cobrar bruto 101.599.998 - - - -

Provisión de deterioro (1.310.436) - - - -

Total 421.427.030 6.649.258 2.333.183 613.491 228.410

Por tipo de cartera

Tramos de morosidad

Saldo al

31-12-2015

Cartera no repactada Cartera repactada Total cartera bruta

Numero de clientes

Monto brutoM$

Numero de clientes

Monto brutoM$

Numero de clientes

Monto brutoM$

al día 355 268.790.989 - - 355 268.790.989

Entre 1 y 30 días 161 1.110.952 - - 161 1.110.952

Entre 31 y 60 días 18 199 - - 18 199

Entre 61 y 90 días 6 11.659 - - 6 11.659

Entre 91 y 120 días 43 175 - - 43 175

Entre 121 y 150 días 35 345 - - 35 345

Entre 151 y 180 días 2 2 - - 2 2

Entre 181 y 210 días 3 12 - - 3 12

Entre 211 y 250 días 120 36.166 - - 120 36.166

superior a 251 días 20 1.868.907 - - 20 1.868.907

Total 763 271.819.406 - - 763 271.819.406


Saldo al

31-12-2015


M$


M$


M$


M$

Morosidad superior a

251 díasM$

Total CorrienteM$

Total No CorrienteM$

345 2 12 36.166 1.868.907 271.783.505 35.901

- - - - (1.493.698) (1.549.192) -

- - - - - 93.240.964 -

- - - - - - -

345 2 12 36.166 375.209 363.475.277 35.901

Saldo al

31-12-2014


M$


M$


M$


M$

Morosidad superior a

251 díasM$

Total CorrienteM$


77.466 265.238 65.525 136.823 3.653.609 335.438.803 136.744.799

- - - - (2.043.025) (2.321.357) -

- - - - - 101.599.998 4.471.713

- - - - - (1.310.436) -

77.466 265.238 65.525 136.823 1.610.584 433.407.008 141.216.512

Saldo al

31-12-2014

Cartera no repactada Cartera repactada Total cartera bruta

Numero de clientes

Monto brutoM$

Numero de clientes

Monto brutoM$

Numero de clientes

Monto brutoM$

395 458.160.599 - - 395 458.160.599

150 6.649.258 - - 150 6.649.258

98 2.333.183 - - 98 2.333.183

50 613.491 - - 50 613.491

49 228.410 - - 49 228.410

34 77.466 - - 34 77.466

58 265.238 - - 58 265.238

7 65.525 - - 7 65.525

6 136.823 - - 6 136.823

122 3.653.609 - - 122 3.653.609

969 472.183.602 - - 969 472.183.602


b) Cartera protestada y en cobranza judicial

Cartera protestada y en cobranza judicial

Saldo al Saldo al

31-12-2015 31-12-2014Número de

clientesMonto

M$Número de

clientesMonto

M$Documentos por cobrar en cobranza judicial (*) - - 5 186.025

Total - - 5 186.025

(*) La cobranza judicial se encuentra incluida en la cartera morosa.

c) Provisiones y castigos

Provisiones y castigosSaldo al

31-12-2015M$

31-12-2014M$

31-12-2013M$

Provisión cartera no repactada 371.558 748.748 (140.365)

Recuperos del ejercicio - - (411.830)

Total 371.558 748.748 (552.195)


d) Número y monto de operaciones

Número y monto operaciones

Saldo al

31-12-2015 31-12-2014 31-12-2013

Total detalle por tipo de

operaciones Último

trimestre


operaciones Acumulado

Anual


operaciones Último

trimestre



Anual


operaciones Último

trimestre



Anual

Provisión deterioro y recuperos:

Número de operaciones 12 12 181 181 24 124

Monto de las operaciones M$ 371.558 371.558 748.748 748.748 (159.544) (140.365)


Anexo 7.1Detalle de información complementaria de cuentas comercialesEste anexo forma parte integral de los estados financieros de Endesa Chile.

a) Estratificación de la cartera

Por antigüedad de los Cuentas comerciales


Saldo al

31-12-2015Cartera

al díaM$


M$


M$


M$


M$

Cuentas Comerciales Generación y Transmisión 268.755.089 1.110.952 199 11.659 175

- Grandes Clientes 268.735.520 1.110.952 199 11.659 175

- Clientes Institucionales - - - - -

- Otros 19.569 - - - -

Provision Deterioro (55.494) - - - -

Servicios no facturados 169.489.606 - - - -

Servicios facturados 99.265.483 1.110.952 199 11.659 175

Total Cuentas Comerciales Brutos 268.755.089 1.110.952 199 11.659 175

Total Provisión Deterioro (55.494) - - - -

Total Cuentas Comerciales Netos 268.699.595 1.110.952 199 11.659 175


Saldo al

31-12-2014Cartera

al díaM$


M$


M$


M$


M$

Cuentas Comerciales Generación y Transmisión 321.415.800 6.649.258 2.333.183 613.491 228.410

- Grandes Clientes 288.234.785 6.649.258 2.333.183 563.008 228.410

- Clientes Institucionales 31.379.347 - - - -

- Otros 1.801.668 - - 50.483 -

Provision Deterioro (278.332) - - - -

Servicios no facturados 194.575.599 - - - -

Servicios facturados 126.840.201 6.649.258 2.333.183 613.491 228.410

Total Cuentas Comerciales Brutos 321.415.800 6.649.258 2.333.183 613.491 228.410

Total Provisión Deterioro (278.332) - - - -

Total Cuentas Comerciales Netos 321.137.468 6.649.258 2.333.183 613.491 228.410


Saldo al

31-12-2015 Morosidad

121-150 díasM$


M$


M$


M$

Morosidad superior a 251 días

M$

Total CorrienteM$


345 2 12 36.166 1.868.906 271.783.505 35.901

345 2 12 36.166 1.868.906 271.763.936 -

- - - - - - -

- - - - - 19.569 35.901

- - - - (1.493.698) (1.549.192) -

- - - - 390.612 169.880.218 -

345 2 12 36.166 1.478.294 101.903.287 35.901

345 2 12 36.166 1.868.906 271.783.505 35.901

- - - - (1.493.698) (1.549.192) -

345 2 12 36.166 375.208 270.234.313 35.901

Saldo al

31-12-2014 Morosidad

121-150 díasM$


M$


M$


M$


M$

Total CorrienteM$


77.466 265.238 65.525 136.823 3.653.609 335.438.803 136.744.799

77.466 265.238 65.525 136.823 3.653.609 302.207.305 -

- - - - - 31.379.347 136.744.799

- - - - - 1.852.151 -

- - - - (2.043.025) (2.321.357) -

- - - - - 194.575.599 -

77.466 265.238 65.525 136.823 3.653.609 140.863.204 136.744.799

77.466 265.238 65.525 136.823 3.653.609 335.438.803 136.744.799

- - - - (2.043.025) (2.321.357) -

77.466 265.238 65.525 136.823 1.610.584 333.117.446 136.744.799


Por tipo de cartera

Tipos de cartera Cartera al día

M$


M$


M$


M$


M$

GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN

Cartera no repactada 268.755.089 1.110.952 199 11.659 175

- Grandes Clientes 268.735.520 1.110.952 199 11.659 175

- Clientes Institucionales - - - - -

- Otros 19.569 - - - -

Total cartera bruta 268.755.089 1.110.952 199 11.659 175

Tipos de cartera Cartera al día

M$


M$


M$


M$


M$

GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN

Cartera no repactada 321.415.800 6.649.258 2.333.183 613.491 228.410

- Grandes Clientes 288.234.785 6.649.258 2.333.183 563.008 228.410

- Clientes Institucionales 31.379.347 - - - -

- Otros 1.801.668 - - 50.483 -

Total cartera bruta 321.415.800 6.649.258 2.333.183 613.491 228.410


Saldo al

31-12-2015


M$


M$


M$


M$


M$

Total cartera brutaM$

345 2 12 36.166 1.868.906 271.783.505

345 2 12 36.166 1.868.906 271.763.936

- - - - - -

- - - - - 19.569

345 2 12 36.166 1.868.906 271.783.505

Saldo al

31-12-2014


M$


M$


M$


M$


M$

Total cartera brutaM$

77.466 265.238 65.525 136.823 3.653.609 335.438.803

77.466 265.238 65.525 136.823 3.653.609 302.207.305

- - - - - 31.379.347

- - - - - 1.852.151

77.466 265.238 65.525 136.823 3.653.609 335.438.803


Anexo 7.2Estimaciones de ventas y compras de energía, potencia y peajesEste anexo forma parte integral de los estados financieros de Endesa Chile.

País Colombia Perú

31-12-2015 31-12-2014 31-12-2015 31-12-2014

BALANCEEnergía y Potencia

PeajesEnergía y Potencia



Peajes

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas corriente - - 7.786.508 - - - 5.368.119 1.066.736

Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar corrientes - - 40.601.712 - - - 17.278.485 3.882.644

Operaciones discontinuadas 50.383.731 - - - 28.793.710 6.819.173 - -

Total Activo estimado 50.383.731 - 48.388.220 - 28.793.710 6.819.173 22.646.604 4.949.380 Cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes - - - - - - - -

Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar corrientes - - 7.649.456 - - - 1.154.319 2.732.796

Operaciones discontinuadas - 5.255.942 - - 1.176.124 3.590.591 - -

Total Pasivo estimado - 5.255.942 7.649.456 - 1.176.124 3.590.591 1.154.319 2.732.796

País Chile

31-12-2015 31-12-2014 31-12-2013

RESULTADOEnergía y Potencia



Peajes

Venta Energía 157.835.850 34.204.368 121.647.612 626.278 82.716.227 17.687.766

Compra de Energía 28.630.375 43.067.797 26.351.205 15.957.699 24.912.420 42.065.844


Argentina Chile Total

31-12-2015 31-12-2014 31-12-2015 31-12-2014 31-12-2015 31-12-2014Energía y Potencia






Peajes

- - - - 34.406.648 5.631.953 30.645.060 5.030.017 34.406.648 5.631.953 43.799.687 6.096.753

- - 4.480.943 2.247.911 123.429.202 28.572.415 88.822.807 10.403.137 123.429.202 28.572.415 151.183.947 16.533.692

3.800.557 114.662 - - - - - - 82.977.998 6.933.835 - -

3.800.557 114.662 4.480.943 2.247.911 157.835.850 34.204.368 119.467.867 15.433.154 240.813.848 41.138.203 194.983.634 22.630.445

- - - - 3.685.869 5.400.614 10.284.266 - 3.685.869 5.400.614 10.284.266 -

- - 600.929 6.529 24.944.506 37.803.719 44.165.832 3.334.071 24.944.506 37.803.719 53.570.536 6.073.396

4.875.237 148.113 - - - - - - 6.051.361 8.994.646 - -

4.875.237 148.113 600.929 6.529 28.630.375 43.204.333 54.450.098 3.334.071 34.681.736 52.198.979 63.854.802 6.073.396

Total

31-12-2015 31-12-2014 31-12-2013Energía y Potencia



Peajes

157.835.850 34.204.368 121.647.612 626.278 82.716.227 17.687.766

28.630.375 43.067.797 26.351.205 15.957.699 24.912.420 42.065.844


Anexo 8Detalle vencimiento de proveedores

Este anexo forma parte integral de los estados financieros de Endesa Chile.

Proveedores con pagos al día

Saldo al Saldo al

31-12-2015 31-12-2014Bienes

M$Servicios

M$Otros

M$Total

M$Bienes

M$Servicios

M$Otros

M$Total

M$Hasta 30 días - 122.490.300 - 122.490.300 - 99.765.926 - 99.765.926

Entre 31 y 60 días - - - - - 6.067.846 - 6.067.846

Total - 122.490.300 - 122.490.300 - 105.833.772 - 105.833.772

Proveedores con plazos vencidos

Saldo al Saldo al

31-12-2015 31-12-2014Bienes

M$Servicios

M$Otros

M$Total

M$Bienes

M$Servicios

M$Otros

M$Total

M$Más de 180 días - - - - - 1.137.018 - 1.137.018

Total - - - - - 1.137.018 - 1.137.018

Análisis RazonadoEstados Financieros Consolidados


Análisis RazonadoEstados Financieros Consolidados de Endesa Chile

Resumen El beneficio neto atribuible a los accionistas de Endesa Chile, incluyendo actividades discontinuadas, aumentó

un 17% al totalizar Ch$ 392.868 millones a diciembre de 2015. Este crecimiento se debió en gran medida a los

mejores resultados operacionales obtenidos principalmente en Chile y Argentina.

La generación neta de energía incluyendo actividades discontinuadas aumentó un 4% hasta los 51.622 GWh,

como consecuencia de la mayor generación térmica (+ 1.109 GWh), principalmente en ciclos combinados en

Argentina y mayor generación con carbón en Colombia. Adicionalmente, la generación hidroeléctrica creció un

2% (+ 698 GWh), principalmente en Argentina y Chile.

Las ventas físicas incluyendo actividades discontinuadas crecieron un 8% (+ 4.354 GWh) alcanzando 61.046

GWh, debido en gran medida a mayores ventas a clientes regulados, fundamentalmente en Chile y Colombia,

y a mayores ventas al mercado spot principalmente en Argentina y Chile.

Los ingresos operacionales incluyendo operaciones discontinuadas se incrementaron en un 16% alcanzando

Ch$ 2.846.926 millones, fundamentalmente como consecuencia de mayores precios medios de venta de

energía en Chile, mayores ventas físicas en Chile, Argentina y Colombia, y de mayores ingresos por Ch$ 69.941

millones aportados por GasAtacama, sociedad cuyos resultados se consolidan desde mayo de 2014.

Los costos de aprovisionamiento y servicios incluyendo operaciones discontinuadas aumentaron un 22%, al-

canzando Ch$ 1.362.638 millones, principalmente como consecuencia de los mayores costos por compras de

energía y por consumo de combustibles, ambos principalmente en Chile y Colombia.

Como resultado de los factores mencionados previamente, el EBITDA consolidado incluyendo operaciones

discontinuadas creció un 9% a diciembre de 2015, totalizando Ch$ 1.191.661 millones.

El resultado financiero incluyendo operaciones discontinuadas registró un gasto de Ch$ 46.565 millones, dis-

minuyendo un 32% respecto a diciembre de 2014, debido en gran parte a un mayor ingreso por diferencia de

cambio en Argentina.

El resultado de inversiones en empresas asociadas incluyendo operaciones discontinuadas se quintuplicó al

alcanzar Ch$ 47.585 millones, producto principalmente de la provisión de deterioro en HidroAysén contabilizada

en diciembre de 2014.

Bocamina II reinició sus operaciones el 1° de julio de 2015, luego de que Endesa Chile obtuviera los permisos

necesarios para su reactivación comercial durante el primer semestre de este año.

El Quimbo inició su operación comercial el 16 de noviembre de 2015, aportando 159 GWh durante el año 2015.

Análisis Razonado 453

Resumen FinancieroLa deuda consolidada incluyendo operaciones discontinuadas disminuyó con respecto a diciembre 2014 en

US$ 440 millones, quedando en diciembre 2015 en US$ 3.065 millones. La deuda de Chile, correspondiente a

las actividades continuadas, disminuyó con respecto a diciembre 2014 en US$ 75 millones, quedando en di-

ciembre 2015 en US$ 1.525 millones.

La tasa de interés promedio, importante factor de costos, de la compañía, incluyendo operaciones discontinua-

das, disminuyó con respecto a diciembre 2014 en 0,4%, quedando en 6,9%. Esta variación se debió principal-

mente a mejores condiciones de tasas en la deuda tomada en pesos argentinos y en UF contrarrestado con

peores condiciones de las tasas en pesos colombianos y pesos chilenos.

La tasa de interés promedio de Chile disminuyó con respecto a diciembre 2014 en 1,7%, quedando en 5,3%.

Esta variación se debió principalmente a mejores condiciones de tasas en la deuda tomada en dólares y en UF.

La cobertura de gastos financieros de la empresa consolidada incluyendo actividades discontinuadas aumentó

de 6,7 a 11,2 veces producto de un aumento del EBITDA.

La cobertura de gastos financieros de Chile, disminuyó levemente de 4,64 a 4,51 veces principalmente produc-

to de un mayor gasto por diferencias de cambio a diciembre de 2015.

La liquidez de la empresa consolidada incluyendo actividades discontinuadas, un factor clave para nuestra ad-

ministración financiera, sigue estando en una posición sólida:

> Líneas de crédito comprometidas consolidadas: US$ 316 millones.

> Líneas de crédito no comprometidas consolidadas: US$ 300 millones.

> Caja y caja equivalente a nivel consolidado: US$ 211 millones.

La liquidez de la empresa continuadora, un factor clave para nuestra administración financiera, sigue estando

en una posición sólida:

> Líneas de crédito comprometidas consolidadas: US$ 286 millones.

> Líneas de crédito no comprometidas consolidadas: US$ 159 millones.

> Caja y caja equivalente a nivel consolidado: US$ 72 millones.


I. ANALISIS DE LOS ESTADOS FINANCIEROS

INFORMACION RELEVANTE:Con fecha 18 de diciembre de 2015, la Junta Extraordinaria de Accionistas de Endesa Chile resolvió aprobar la

división de la Compañía, sujeta al cumplimiento de ciertas condiciones suspensivas. Producto de la división de

Endesa Chile surgiría una nueva sociedad anónima abierta que se denominaría Endesa Américas S.A., a la cual

le serían asignadas las participaciones societarias y activos y pasivos asociados a Endesa Chile fuera de Chile.

Con fecha 1 de marzo de 2016, habiéndose cumplido las condiciones suspensivas, se materializó la división de

Endesa Chile y desde esa misma fecha comenzó a existir la compañía Endesa Américas S.A.

En consideración a lo anterior y de acuerdo a lo establecido en las Normas Internacionales de Información Fi-

nanciera, al 31 de diciembre de 2015 todos los activos y pasivos relacionados con el negocio de generación

fuera de Chile se han considerado como “mantenidos para distribuir a los propietarios”, habiéndose procedido

a reclasificar sus saldos en balance.

Por otra parte, todos los ingresos y gastos correspondientes a los negocios de generación fuera de Chile, al

considerarse operaciones discontinuadas, se presentan en el rubro “Ganancias (pérdidas) procedentes de

operaciones discontinuadas” del estado de resultados integrales consolidado.

A efectos comparativos, este esquema de presentación se ha aplicado también a los resultados correspon-

dientes a los ejercicios 2014 y 2013, con lo cual se han re-expresado los estado de resultados integrales con-

solidados aprobados anteriormente.

Para mayor información, ver nota 4.1. de los estados financieros consolidados de Endesa Chile al 31 de diciem-

bre de 2015.


1. Análisis del Estado de ResultadosEl resultado atribuible a los accionistas controladores de Endesa Chile al cierre de diciembre de 2015 fue una

utilidad de Ch$ 392.868 millones, comparado con los Ch$ 334.557 millones de utilidad registrados en el ejerci-

cio anterior, representando un aumento de 17%.

A continuación se presenta información comparativa de cada ítem del estado de resultados de las actividades

continuadas y un comparativo incluyendo las actividades discontinuadas al 31 de diciembre de 2015 y 2014:

ESTADO DE RESULTADO CONSOLIDADO (millones de Ch$) dic-15 dic-14Variación

dic 15-dic 14% Variación

dic 15-dic 14

INGRESOS 1.543.810 1.230.975 312.835 25%

Ventas 1.539.978 1.209.797 330.181 27%

Otros ingresos de explotación 3.832 21.178 (17.346) (82%)

APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS (880.891) (750.217) (130.674) 17%

Compra de energía (320.732) (288.443) (32.289) 11%

Consumo de combustibles (327.503) (305.479) (22.024) 7%

Gastos de transporte y otros servicios (179.691) (142.831) (36.860) 26%

Otros aprovisionamientos y servicios (52.965) (13.464) (39.501) 293%

MARGEN DE CONTRIBUCIÓN 662.919 480.758 182.161 38%

Trabajos para el inmovilizado 15.251 16.466 (1.215) (7%)

Gastos de personal (70.969) (64.860) (6.109) 9%

Otros gastos fijos de explotación (90.340) (66.335) (24.005) 36%

RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN (EBITDA) 516.861 366.029 150.832 41%

Depreciación y amortización (124.836) (101.305) (23.531) 23%

Pérdidas por Deterioro (Reversiones), Neto 9.794 (12.462) 22.256 179%

RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 401.819 252.262 149.557 59%

RESULTADO FINANCIERO (114.252) (77.345) (36.907) 48%

Ingresos financieros 235 1.586 (1.351) (85%)

Gastos financieros (64.207) (71.617) 7.410 (10%)

Resultados por unidades de reajuste 3.600 13.926 (10.326) (74%)

Diferencias de cambio (53.880) (21.240) (32.640) 154%

OTROS RESULTADOS DISTINTOS DE LA OPERACIÓN 12.920 (11.762) 24.682 210%

Resultados de sociedades contabilizadas por método de participación 8.905 (54.413) 63.318 116%

Resultados de otras inversiones 4.309 42.651 (38.342) (90%)

Resultados en ventas de activo (294) - (294) (100%)

RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS 300.487 163.155 137.332 84%

Impuesto sobre sociedades (76.656) (34.098) (42.558) 125%

RESULTADO DESPUES DE IMPUESTOS DE LAS ACTIVIDADES CONTINUADAS 223.831 129.057 94.774 73%

Ganancia (Pérdida) de operaciones discontinuadas, neta de impuesto 411.190 489.916 (78.726) (16%)

RESULTADO DEL EJERCICIO 635.021 618.973 16.048 3%

Resultado del ejercicio 635.021 618.973 16.048 3%

Ganancia atribuible a los propietarios de la controladora 392.868 334.557 58.311 17%

Ganancia atribuible a participaciones no controladoras 242.153 284.416 (42.263) (15%)

Ganancia por acción básica en operaciones continuadas $ / acción 25,89 13,95

Ganancia por acción básica en operaciones discontinuadas $ / acción 22,01 26,84

Ganancia por acción básica $ / acción 47,90 40,79

Número promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación (en miles) Miles 8.201.754,58 8.201.754,58


A continuación se presenta información pro-forma comparativa de cada ítem del estado de resultados al 31 de

diciembre de 2015 y 2014, considerando como si la discontinuación de operaciones no se hubiere realizado:

ESTADO DE RESULTADO CONSOLIDADO (millones de Ch$) dic-15 dic-14Variación


dic 15-dic 14

INGRESOS 2.846.925 2.446.534 400.391 16%

Ventas 2.778.444 2.364.211 414.233 18%

Otros ingresos de explotación 68.481 82.323 (13.842) (17%)

APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS (1.362.638) (1.119.457) (243.181) 22%

Compra de energía (502.374) (396.791) (105.583) 27%

Consumo de combustibles (468.049) (406.234) (61.815) 15%

Gastos de transporte y otros servicios (283.893) (246.384) (37.509) 15%

Otros aprovisionamientos y servicios (108.322) (70.048) (38.274) 55%

MARGEN DE CONTRIBUCIÓN 1.484.287 1.327.077 157.210 12%

Trabajos para el inmovilizado 27.189 29.170 (1.981) (7%)

Gastos de personal (156.198) (134.905) (21.293) 16%

Otros gastos fijos de explotación (163.617) (126.361) (37.256) 29%

RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN (EBITDA) 1.191.661 1.094.981 96.680 9%

Depreciación y amortización (233.242) (205.141) (28.101) 14%

Pérdidas por Deterioro (Reversiones), Neto 4.981 (14.519) 19.500 134%

RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 963.400 875.321 88.079 10%

RESULTADO FINANCIERO (46.565) (68.783) 22.218 (32%)

Ingresos financieros 59.535 95.553 (36.018) (38%)

Gastos financieros (152.001) (136.829) (15.172) 11%


Diferencias de cambio 42.301 (41.433) 83.734 (202%)

OTROS RESULTADOS DISTINTOS DE LA OPERACIÓN 51.091 50.587 504 (1%)Resultados de sociedades contabilizadas por método de participación 47.585 7.185 40.400 562%


Resultados en ventas de activo (803) 82 (885) (1079%)





Ganancia atribuible a los propietarios de la controladora 392.868 334.557 58.311 17%

Ganancia atribuible a participaciones no controladoras 242.153 284.416 (42.263) (15%)

Utilidad por Acción $ 47,90 40,79 7,11 17%


Resultado de explotación

El resultado de explotación obtenido al 31 de diciembre de 2015 de las actividades continuadas fue de Ch$

401.819 millones, un 59% mayor respecto de los Ch$ 252.262 millones registrados en el ejercicio anterior. El

resultado de explotación que incluye las actividades discontinuadas alcanzó a los Ch$ 963.400 millones, un

10% mayor respecto a los Ch$ 875.321 millones registrados en el ejercicio anterior.

El resultado de explotación, distinguiendo las operaciones continuadas y discontinuadas, se presenta en el si-

guiente cuadro comparativo entre ambos años:

PAIS(Millones Ch$)

Continuadas Discontinuadas Chile Chile Argentina Colombia Perú Totales

dic-15 dic-14 dic-15 dic-14 dic-15 dic-14 dic-15 dic-14 dic-15 dic-14 dic-15 dic-14

Ingresos de explotación 1.543.810 1.230.975 4.082 5.161 140.399 105.265 778.756 753.373 382.453 353.795 2.846.925 2.446.534

% s/consolidado 54% 50% 0% 0% 6% 4% 27% 31% 13% 15% 100% 100%

Costos de explotación (1.141.991) (978.713) (2.306) (749) (93.115) (77.310) (405.891) (303.840) (242.797) (212.636) (1.883.525) (1.571.213)

% s/consolidado 61,00% 62,00% 0,12% 0,05% 5,00% 5,00% 22,00% 19,00% 12,00% 14,00% 100% 100%

Resultado operacional 401.819 252.262 1.776 4.412 47.284 27.955 372.865 449.533 139.656 141.159 963.400 875.321

Los ingresos, costos y resultados de explotación, distinguiendo las operaciones continuadas y discontinuadas,

para los ejercicios terminados al 31 de diciembre 2015 y 2014, se muestran a continuación:

Millones Ch$2015 2014

Ingresos Operacionales

Costos Operacionales

Resultado de Explotación

Ingresos Operacionales

Costos Operacionales

Resultado de Explotación

Costanera 100.857 (80.485) 20.372 75.194 (61.492) 13.702

Chocón 40.005 (12.996) 27.009 30.173 (15.836) 14.337

Vehículos de inversión en Argentina y ajustes de consolidación (463) 366 (97) (102) 18 (84)

Edegel 343.762 (227.168) 116.594 319.347 (197.692) 121.655

Vehículos de inversión en Perú y ajustes de consolidación 38.691 (15.629) 23.062 34.448 (14.944) 19.504

Emgesa 778.768 (405.940) 372.828 753.385 (303.895) 449.490

Vehículos de inversión en Colombia y ajustes de consolidación (12) 49 37 (12) 55 43

Ajustes de Consolidación filiales extranjeras (2.575) 2.575 - (2.035) 2.035 -

Endesa Chile Operaciones Discontinuadas 4.082 (2.306) 1.776 4.082 (2.306) 1.776

Endesa Chile Operaciones Continuadas 1.543.810 (1.141.991) 401.819 1.232.054 (977.156) 254.898

Total Consolidado 2.846.925 (1.883.525) 963.400 2.446.534 (1.571.213) 875.321

La venta de energía por país explotación incluyendo las actividades discontinuadas de Endesa Chile y filiales,

para los períodos terminados al 31 de diciembre de 2014 y 2015, se muestran a continuación:

Detalle ventas de energía

PAIS(Millones Ch$)

Chile Argentina Colombia Perú Totalesdic-15 dic-14 dic-15 dic-14 dic-15 dic-14 dic-15 dic-14 dic-15 dic-14

Clientes Regulados 1.067.435 760.297 - - - - 180.479 166.629 1.247.914 926.926

Clientes No Regulados 264.113 274.938 5.953 9.262 545.157 532.364 113.538 116.580 928.762 933.144

Ventas de Mercado Spot 140.340 98.451 53.095 23.773 217.123 211.285 8.792 2.049 419.350 335.558

Otros Clientes 2.930 22.120 28.083 18.713 - - 10.831 4.767 41.844 45.600

Total Ventas de Energía 1.474.818 1.155.805 87.131 51.749 762.281 743.649 313.639 290.025 2.637.869 2.241.228


Análisis por País

Chile

Las operaciones en Chile registraron un aumento de 59% en el resultado de explotación al totalizar Ch$

401.819 millones, en tanto que el EBITDA aumentó en Ch$ 150.832 millones al alcanzar los Ch$ 516.861 millo-

nes en diciembre de 2015. Estos mejores resultados del negocio en Chile fueron consecuencia de mayores

ingresos de explotación por Ch$ 312.835 millones debido principalmente a una mayor venta física (+ 2.402

GWh), mejores precios promedio de venta de energía (+ US$ 3/MWH) y a mayores ingresos por Ch$ 69.941

millones aportados por GasAtacama, sociedad cuyos resultados son consolidados desde mayo de 2014.

Lo anterior fue parcialmente compensado por mayor compra de energía por Ch$ 32.289 millones, debido a

mayores compras físicas (+2.171 GWh), mayor costo por consumo de combustible por Ch$ 22.024 millones

explicado principalmente por GasAtacama por Ch$ 46.733 millones, mayor gasto de otros aprovisionamientos

variables y servicios por Ch$ 39.501 millones, debido en gran parte a los costos relacionados con el acuerdo

firmado con AES Gener que permite utilizar el GNL disponible de Endesa en el ciclo combinado de Nueva Ren-

ca por Ch$ 23.739 millones y a mayores costos por compra y transporte de agua para la operación de la Central

San Isidro por Ch$ 9.441 millones y a un mayor otros gastos fijos de explotación por Ch$ 24.005 millones el

que incluye Ch$ 2.707 millones del castigo de ciertos activos relacionados al proyecto Neltume. Mayor depre-

ciación por Ch$ 23.531 millones, producto fundamentalmente de mayores activaciones efectuadas en el se-

gundo semestre de 2014 en San Isidro II, Bocamina II y Tal Tal, compensado por el reverso de deterioro en

Celta por Ch$ 12.578 millones.

Argentina

El resultado de explotación en Argentina aumentó en Ch$ 19.328 millones durante el presente ejercicio, llegan-

do a Ch$ 47.284 millones, en tanto que el EBITDA alcanzó los Ch$ 70.327 millones en diciembre de 2015,

comparado con los Ch$ 45.626 millones del ejercicio anterior.

El resultado de explotación de Costanera alcanzó los Ch$ 20.372 millones, mayor en Ch$ 6.671 millones res-

pecto de igual período del año anterior como consecuencia de mayores ingresos de explotación por Ch$

25.663 millones, debido principalmente a mayores ventas físicas de energía (+ 1.117 GWh) producto a un ma-

yor despacho térmico y de mejores tarifas asociadas a la Resolución 482. Lo anterior se encuentra parcialmen-

te compensado por mayores costos de explotación por Ch$ 18.992 millones, principalmente por mayores

gastos de personal por Ch$ 11.598 millones asociados en gran medida a reajustes salariales y otros beneficios

y por mayores gastos por depreciación y deterioro por Ch$ 5.314 millones producto de nuevas activaciones.

El resultado de explotación de El Chocón alcanzó los Ch$ 27.009 millones, superior en un 88% respecto a di-

ciembre de 2014, producto de mayores ingresos de explotación por Ch$ 9.831 millones, debido a mayores

ventas físicas (+ 409 GWh) producto de las mejores condiciones hidrológicas y de mejores tarifas asociadas a

la Resolución 482, unido a un menor costo por compra de energía por Ch$ 943 millones, menor gasto de trans-

porte por Ch$ 1.236 millones y un menor gasto en otros aprovisionamientos variables y servicios por Ch$ 1.673

millones, compensado en parte, con mayores gastos de personal por Ch$ 1.160 millones.

El efecto de convertir los estados financieros desde el peso argentino al peso chileno en ambos períodos,

produce un aumento en pesos chilenos de un 0,8% a diciembre de 2015 respecto de diciembre de 2014.


Colombia

El resultado de explotación en Colombia disminuyó en Ch$ 76.668 millones a diciembre de 2015, llegando a

Ch$ 372.865 millones, en tanto que el EBITDA alcanzó Ch$ 412.103 millones, disminuyendo en 17% respecto

de diciembre de 2014,

Si bien los ingresos de explotación aumentaron en Ch$ 25.383 millones producto de mayores ventas físicas (+

1.113 GWh) principalmente a clientes regulados, y de un mayor precio de venta en Bolsa, el resultado de explo-

tación se vio afectado fundamentalmente por el efecto de conversión del peso colombiano al peso chileno por

Ch$ 122.712 millones. Adicionalmente, se registraron mayores compras de energía por Ch$ 81.968 millones,

un mayor consumo de combustible por Ch$ 29.972 millones debido a la mayor generación térmica, mayores

otros gastos fijos de explotación por Ch$ 5.099 millones principalmente por reconocimiento del impuesto a la

riqueza decretado por el gobierno colombiano por Ch$ 8.464 millones, compensado en parte por menores

gastos de transporte por Ch$ 4.176 millones y menores gastos de aprovisionamientos variables y servicios por

Ch$ 6.537 millones.

El efecto de convertir los estados financieros desde el peso colombiano al peso chileno en ambos períodos,

produce una disminución en pesos chilenos de un 16,5% a diciembre de 2015 respecto de diciembre de 2014.

Perú

El resultado de explotación mostró una leve disminución de un 1% al totalizar Ch$ 139.656 millones en diciem-

bre de 2015 comparado con los Ch$ 141.158 millones en diciembre de 2014. El EBITDA o resultado bruto de

explotación, aumentó en un 3% al totalizar Ch$ 190.594 millones.

Los mejores resultados obtenidos por las operaciones en Perú corresponden a un mayor ingreso de explota-

ción por Ch$ 28.658 millones, consecuencia principalmente de la depreciación del sol peruano respecto del

dólar estadounidense y el peso chileno, y de una menor compra de energía por Ch$ 5.199 millones, compen-

sado en parte por un menor volumen de ventas de energía (- 687 GWh) principalmente a clientes regulados.

Lo anterior fue parcialmente compensado por menores otros ingresos de explotación por Ch$ 6.883 millones,

en gran medida por la indemnización de siniestros y seguros turbina T-G7 Central Santa Rosa ocurrido en 2014,

mayor consumo de combustible por Ch$ 9.521 millones, mayor gasto de transporte por Ch$ 5.816 millones,

mayor costo por otros aprovisionamientos y servicios por Ch$ 7.174 millones, mayor otros gastos fijos de ex-

plotación por Ch$ 3.667 millones y un mayor gasto por depreciación y deterioro por Ch$ 7.333 millones.

El efecto de convertir los estados financieros desde el sol peruano al peso chileno en ambos períodos, produce

un aumento en pesos chilenos de un 2,4% a diciembre de 2015 respecto de diciembre de 2014.


Resultado no operacional

A continuación se presenta un resumen del resultado no operacional al 31 de diciembre de 2015 y 2014, con-

siderando como si la discontinuación de operaciones anteriormente indicadas no se hubiere realizado:

dic-15 dic-14Variación


dic 15-dic 14

RESULTADO FINANCIERO (46.565) (68.783) 22.218 (32%)

Ingresos financieros 59.535 95.553 (36.018) (38%)

Gastos financieros (152.001) (136.829) (15.172) 11%


Diferencias de cambio 42.301 (41.433) 83.734 (202%)

OTROS RESULTADOS DISTINTOS DE LA OPERACIÓN 51.091 50.587 504 (1%)

Resultados de sociedades contabilizadas por método de participación 47.585 7.185 40.400 562%


Resultados en ventas de activo (803) 82 (885) (1079%)




Ganancia (Pérdida) de operaciones discontinuadas, neta de impuesto - - - 0%


Resultado Financiero

El resultado financiero alcanzó una pérdida de Ch$ 46.565 millones, disminuyendo en un 32% respecto a 2014

que alcanzó una pérdida de Ch$ 68.783 millones. Lo anterior está principalmente explicado por:

Menores ingresos financieros por Ch$ 36.018 millones debido principalmente a la restructuración de la deuda

Mitsubishi en nuestra filial Endesa Costanera ocurrida en 2014 por Ch$ 84.535 millones, compensado por ma-

yores ingresos por cuentas por cobrar a VOSA por Ch$ 41.603 millones.

Mayores gastos financieros por Ch$ 15.172 millones, principalmente en Endesa Costanera por mayor deuda

con CAMMESA por Ch$ 14.800 millones.

Menor utilidad por unidades de reajuste por Ch$ 10.326 millones principalmente por los menores efectos

de las deudas financieras en U.F. que posee Endesa Chile.

Menores gastos por diferencias de cambio por Ch$ 83.734 millones, principalmente por diferencias de cam-

bio positivas por dolarización de las cuentas por cobrar a VOSA por Ch$ 124.800 millones y por menores efec-

tos en Endesa Costanera por Ch$ 5.260 millones debido a menor deuda en dólares respecto del período 2014.

Todo anterior parcialmente compensado principalmente con las mayores diferencias de cambio de la deuda en

moneda extranjera y derivados en Endesa Chile.


Resultado en venta de activos y otras inversiones

El resultado de otras inversiones alcanzó un ingreso de Ch$ 4.309 millones, disminuyendo un 90% respecto

de diciembre de 2014 que alcanzó Ch$ 43.319 millones , explicado principalmente por la revalorización de la

participación pre-existente que Endesa Chile poseía antes de la compra del 50% adicional de GasAtacama y al

reconocimiento de las diferencias de conversión acumuladas en dicha inversión a la fecha de toma de control,

parcialmente compensado por el resultado de la venta de nuestra filial Túnel El Melón S.A. por Ch$ 4.207 mi-

llones, concretado en enero de 2015.

Resultado de sociedades contabilizadas por método de la participación

El mejor resultado de Ch$ 40.400 millones corresponde principalmente al deterioro del Proyecto Hidroaysén

por Ch$ 69.066 millones efectuada en 2014 , como consecuencia de la incertidumbre sobre la recuperabilidad

de la inversión, compensado por una menor utilidad en Enel Brasil por Ch$ 25.708 millones.

Impuesto sobre Sociedades

El Impuesto a las Ganancias Sobre Sociedades presenta un mayor gasto de Ch$ 94.753 millones que se expli-

ca principalmente por mayores gastos en Endesa Chile por Ch$ 42.558 millones principalmente por mejores

resultados financieros respecto del año anterior y efecto de tipo de cambio en las inversiones extranjeras en

Chile, en Empresa Hidroélectrica Chocón por Ch$ 53.119 millones producto de mejores resultados financieros

respecto del año anterior por dolarización de VOSA.


2. Análisis del Estado de Situación Financiera

Activos (millones de Ch$)dic-15

SVSdic-15

Inc. Act. Disc.dic-14

Variación dic 15-dic 14

% Variación dic 15-dic 14

Activos Corrientes 522.855 917.904 1.038.058 (120.154) (12%)

Activos No Corrientes 2.866.209 6.630.866 6.199.614 161.252 3%

Operaciones Discontinuadas 3.889.706 - - - -

Total Activos 7.278.770 7.278.770 7.237.672 41.098 1%

Los Activos Totales de la compañía, incluidos aquellos mantenidos para distribuir a los propietarios, presentan

a diciembre de 2015 un aumento de Ch$ 41.098 millones respecto de diciembre de 2014, que se debe princi-

palmente a:

Los Activos No Corrientes presentan un aumento de Ch$ 161.252 millones, equivalentes a un 3%, que se ex-

plica principalmente por:

> Aumento de Cuentas Comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar no corrientes por Ch$ 89.644 millo-

nes que corresponde principalmente a la dolarización de las cuentas a cobrar al regulador argentino por la

construcción de la Central de Vuelta Obligado (VOSA) en Endesa Costanera y Hidroélectrica El Chocón, neto

del efecto de conversión.

> Aumento de Propiedades, plantas y equipos por Ch$ 162.879 millones que corresponde principalmente a

las nuevas inversiones del período por Ch$ 615.819 millones y otros movimientos por Ch$ 23.857 millones

principalmente por provisiones de desmantelamiento parcialmente compensado por la depreciación y dete-

rioro del período por Ch$ 219.691 millones, los efectos de conversión desde las distintas monedas funcio-

nales de las sociedades por Ch$ 253.288 millones y otras bajas por Ch$ 3.818 millones.

> Disminución en Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación por Ch$ 89.166 millones,

originado principalmente por Enel Brasil por Ch$ 94.694 millones, producto de la diferencia negativa de

conversión de Ch$ 112.807 millones y dividendos declarados por Ch$ 16.469 millones, compensado por la

utilidad del ejercicio por Ch$ 36.474 millones.

Los Activos Corrientes presentan una disminución de Ch$ 120.154 millones, equivalentes a un 12%, que se

explica principalmente por:

Disminución en Efectivo y equivalentes al efectivo por Ch$ 186.890 millones, principalmente en Emgesa por

Ch$ 157.624 millones, por pagos a proveedores, dividendos, impuesto a la riqueza y pago de bonos neto de

recaudación y en Edegel por Ch$ 24.277 millones por pago de proveedores, impuestos, dividendos y deuda

financiera.

> Disminución en Otros activos no financieros corrientes por Ch$ 26.241 millones, principalmente en Endesa

Chile y Edegel por Ch$ 20.824 millones por reclasificaciones al rubro de cuentas comerciales y otras cuen-

tas por cobrar corrientes de los anticipos a proveedores y por los efectos de conversión de las distintas

monedas funcionales de las sociedades.


> Disminución en Activos por impuestos corrientes por Ch$ 32.433 millones, principalmente en Celta por Ch$

8.144 millones que corresponde a una devolución de crédito fiscal en el presente ejercicio. En Endesa dis-

minución de Ch$ 25.525 millones, principalmente por menores impuestos por recuperar por CH$ 10.270

millones y reclasificación de a impuestos diferidos de Tax credit por Ch$ 10.000 millones.

> Disminución de Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos

para la venta por Ch$ 7.979 millones, corresponde a los activos de Túnel el Melón, sociedad vendida en

Enero de 2015.

Lo anterior se compensa parcialmente por un aumento en Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por

cobrar por Ch$ 129.208 millones, principalmente por concepto de deudores por venta de energía, peajes y

combustibles en Endesa Chile, Chocón, Edegel y Emgesa.

Pasivos (millones de Ch$)dic-15

SVSdic-15

Inc. Act. Disc.dic-14

Variación dic 15-dic 14

% Variación dic 15-dic 14

Pasivos Corrientes 676.092 1.351.096 1.392.738 (41.642) (3%)

Pasivos No Corrientes 1.207.004 2.383.784 2.321.048 62.736 3%

Operaciones Discontinuadas 1.851.784 - - - -

Patrimonio Neto 3.543.890 3.543.890 3.523.886 20.004 1%

Dominante 2.648.190 2.648.190 2.700.280 (52.090) (2%)

Minoritario 895.700 895.700 823.606 72.094 9%

Total Patrimonio Neto y Pasivos 7.278.770 7.278.770 7.237.672 41.098 1%

Los Pasivos Totales de la compañía, incluidos aquellos mantenidos para distribuir a los propietarios, presentan

un aumento de Ch$ 41.098 millones respecto de diciembre de 2014, que se debe principalmente a:

Los Pasivos No Corrientes presentan un aumento de Ch$ 62.736 millones, equivalentes a un 3%, que se ex-


> Aumento de Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar no corrientes por Ch$ 41.638 millones

explicado principalmente por Costanera y Chocón por deuda con Cammesa para planes de inversiones ex-

traordinarias.

> Aumento de Otras provisiones no corrientes por Ch$ 58.324 millones, principalmente por aumento de pro-

visión de desmantelamiento por Ch$ 32.365 millones en Bocamina II, San Isidro y Central Quinteros, en

Emgesa por Ch$ 33.658 millones por provisiones pasivos medioambientales y obligaciones futuras comuni-

dades rurales, compensado con efectos de conversión de las distintas monedas funcionales de las socieda-

des.

Lo anterior se compensa parcialmente por una disminución de Provisiones por beneficios a los empleados no

corrientes por Ch$ 6.642 millones, principalmente por los efectos de conversión de las distintas monedas

funcionales de las sociedades neto de las actualizaciones actuariales del año 2015 y por una disminución en los

pasivos por impuestos diferidos por Ch$ 8.832 millones.


Los Pasivos Corrientes presentan una disminución de Ch$ 41.642 millones, equivalentes a un 3%, que se ex-


> Disminución en pasivos financieros corrientes por Ch$ 41.819 millones, principalmente en Endesa Chile por

Ch$ 118.025 millones por pago de Yankee Bonds, compensado por un aumento en Emgesa por Ch$ 44.738

millones por préstamos bancarios, neto de pagos de deuda por bonos y aumento en Edegel por Ch$ 29.864

millones por traspaso desde el largo plazo préstamos bancarios y bonos neto de pagos.

> Disminución en Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar por Ch$ 73.978 millones, princi-

palmente en Endesa Chile, Emgesa y Edegel por el pago de dividendos, pago a proveedores por compra de

energía y combustibles y efectos de conversión de las distintas monedas funcionales de las sociedades.

Lo anterior se compensa parcialmente por un aumento en Cuentas por pagar a entidades relacionadas por Ch$

68.184 millones, principalmente por transacciones entre Endesa Chile y Enersis por préstamo estructurado por

Ch$ 408.438 millones, diferencia de cambio por Ch$ 37.882 millones, compensado por pago de dividendos por

Ch$ 47.985 millones y el pago de deudas estructuradas por Ch$ 329.510 millones.

Aumento en Otras provisiones corrientes por Ch$ 56.201 millones, principalmente pasivo medio ambiental

proyecto Quimbo en nuestra filial colombiana Emgesa por Ch$ 70.756 millones compensado con efecto de

conversión del peso colombiano respecto del peso chileno.

El patrimonio neto aumentó en Ch$ 20.004 millones respecto de diciembre de 2014.

> La parte atribuible a los propietarios de la controladora disminuye en Ch$ 52.090 millones que se explica por

el resultado del ejercicio por Ch$ 392.868 millones, por la disminución de otras reservas por Ch$ 259.720

millones, principalmente explicada por las variaciones negativas en las diferencias de conversión del período

por Ch$ 160.979 millones, en las reservas de cobertura de flujos de caja por Ch$ 96.155 millones y por la

rebaja patrimonial que generó el dividendo definitivo año 2014 y 30% legal de 2015 por Ch$ 184.772 millo-

nes.

> Las participaciones no controladoras aumentan en Ch$ 72.094 millones, que se explican principalmente por

el resultado del ejercicio por Ch$ 242.153 millones, compensado por la disminución generada por Otros

resultados integrales por Ch$ 87.667 millones y a la distribución del dividendo correspondiente a los minori-

tarios por Ch$ 80.862 millones.


La evolución de los principales indicadores financieros es la siguiente:

Indicador Unidad dic-15 dic-14 Variación % Variación

Liquidez

Liquidez Corriente Veces 0,68 0,75 (0,07) (9%)

Razón Acida (1) Veces 0,63 0,69 (0,06) (9%)

Capital de Trabajo MM$ (433.192) (354.680) (78.512) 22%

Endeudamiento

Razón de Endeudamiento Veces 1,05 1,05 - 0%

Deuda Corto Plazo % 36,18% 37,5% (1,3%) (4%)

Deuda Largo Plazo % 63,8% 62,5% 1,3% 2%

Cobertura Costos Financieros (2) Veces 11,23 6,66 4,57 69%

Rentabilidad

Resultado explotación/ingresos explotación % 33,8% 35,8% (2,0%) (5%)

Rentabilidad Patrimonio dominante anualizada % 14,7% 12,5% 2,2% 18%

Rentabilidad del Activo anualizada % 8,7% 8,8% (0,1%) (1%)

(1) (Activo corriente - Inventarios - Pagos anticipados ) / Pasivo corriente(2) EBITDA / (Gastos financieros + Resultados por unidad de reajuste + Diferencias de cambio)

La determinación de estos indicadores se ha realizado considerando como si la discontinuación de operaciones

antes indicada no se hubiere realizado para facilitar la interpretación de los mismos.

El índice de liquidez a diciembre de 2015 alcanza a 0,68 veces, presentando una disminución equivalente a un

9% respecto de diciembre de 2014. No obstante a lo anterior, la compañía refleja una sólida posición de liqui-

dez, cumpliendo sus obligaciones con bancos y financiando sus inversiones con los excedentes de caja y

mostrando un adecuado calendario de vencimiento de sus deudas.

La razón de test ácido alcanzó 0,63 veces, lo que corresponde a una disminución de un 9% respecto de diciem-

bre de 2014.

El capital de trabajo alcanzó a Ch$ 433.192 millones negativo, aumentando un 22% respecto de diciembre de

2014, lo cual es una situación temporal y no material dado el adecuado nivel de liquidez de la compañía.

La razón de endeudamiento se sitúa en 1,05 veces a diciembre de 2015, no mostrando variación respecto al

ejercicio 2014.


3. Análisis del Estado de Flujo de EfectivoLa sociedad generó durante el ejercicio 2015 un flujo neto negativo de Ch$ 193.166 millones, el que está com-

puesto por los siguientes rubros:

Flujo de Efectivo (millones de $) dic-15 dic-14Variación


dic 15-dic 14

de la Operación 901.214 816.800 84.414 10%

de Inversión (488.595) (327.447) (161.148) 49%

de Financiamiento (605.785) (452.260) (153.525) 34%

Flujo neto del ejercicio (193.166) 37.093 (230.259) (621%)

Las actividades de operación generaron un flujo positivo de Ch$ 901.214 millones, lo que representa un aumen-

to de un 10% respecto de diciembre de 2014. Este flujo está compuesto principalmente por cobros por venta

de bienes y prestación de servicios por Ch$ 3.249.925 millones, compensado por pagos a proveedores por

suministro de bienes y servicios por Ch$ 1.854.216 millones, pagos de impuestos por Ch$ 236.641 millones y

pagos a y por cuenta de los empleados por Ch$ 117.344 millones.

Las actividades de inversión generaron un flujo negativo de Ch$ 488.595 millones, que se explica principalmen-

te por incorporaciones de propiedades, planta y equipo por Ch$ 525.755 millones. Lo anterior compensado

parcialmente por ingreso neto de caja por venta de inversión Túnel el Melón por Ch$ 6.640 millones y rescate

de inversiones financieras por Ch$ 20.000 millones.

Las actividades de financiamiento generaron un flujo negativo de Ch$ 605.785 millones. Este flujo está origi-

nado principalmente el pago de préstamos y arrendamientos financieros por Ch$ 1.037.918 millones, dividen-

dos pagados por Ch$ 400.032 millones e intereses pagados por Ch$ 152.768 millones, compensado por el

cobro de préstamos a empresas relacionadas y terceros por Ch$ 993.413 millones.

Información plantas y equipos por compañía Incluyendo Discontinuadas

Empresa (millones de $)Desembolsos por Incorporación

de Propiedades, Plantas y EquiposDepreciación Activo Fijo

dic-15 dic-14 dic-15 dic-14

Endesa Matriz 230.455 125.400 77.279 58.756 Pehuenche 730 616 8.629 8.290 Inversiones Gas Atacama 1.386 2.201 11.448 8.715 Celta 31.335 27.536 25.981 22.497 Túnel El Melón - - - 57 EASA (Grupo) 54.351 48.539 23.043 17.588 Emgesa 186.496 181.795 37.809 39.210 Generandes Perú (Grupo) 21.003 35.227 45.635 41.987

Total Consolidado 525.755 421.314 229.824 197.100


II. PRINCIPALES RIESGOS ASOCIADOS A LA ACTIVIDAD DE ENDESA CHILELas empresas del Grupo están expuestas a determinados riesgos que gestiona mediante la aplicación de sis-

temas de identificación, medición, limitación de concentración y supervisión.

Entre los principios básicos definidos por el Grupo en el establecimiento de su política de gestión de los riesgos

destacan los siguientes:


> Cumplir estrictamente con todo el sistema normativo del Grupo.


– Los mercados en los que puede operar en función de los conocimientos y capacidades suficientes para


– Criterios sobre contrapartes.

– Operadores autorizados.

> Los negocios y áreas corporativas establecen para cada mercado en el que operan su predisposición al

riesgo de forma coherente con la estrategia definida.

> Todas las operaciones de los negocios y áreas corporativas se realizan dentro de los límites aprobados en

cada caso.

> Los negocios, áreas corporativas, líneas de negocio y empresas establecen los controles de gestión de

riesgos necesarios para asegurar que las transacciones en los mercados se realizan de acuerdo con las po-

líticas, normas y procedimientos de Endesa Chile.

Riesgo de tasa de interésLas variaciones de las tasas de interés modifican el valor razonable de aquellos activos y pasivos que devengan

una tasa de interés fija, así como los flujos futuros de los activos y pasivos referenciados a una tasa de interés

variable.

El objetivo de la gestión del riesgo de tasas de interés es alcanzar un equilibrio en la estructura de la deuda, que

permita minimizar el costo de la deuda con una volatilidad reducida en el estado de resultados.

Cumpliendo la política actual de cobertura de tasa de interés, el porcentaje de deuda fija y/o protegida por so-

bre la deuda neta total, se situó en 96% al 31 de diciembre de 2015.

Dependiendo de las estimaciones del Grupo y de los objetivos de la estructura de la deuda, se realizan opera-

ciones de cobertura mediante la contratación de derivados que mitiguen estos riesgos. Los instrumentos utili-

zados actualmente para dar cumplimiento a la política, corresponden a swaps de tasa que fijan desde tasa va-

riable a fija.

La estructura de deuda financiera del Grupo Endesa Chile según tasa de interés fija y/o más protegida y variable

sobre deuda neta total, después de derivados contratados, es la siguiente:


Posición neta:

31-dic-15%

31-dic-14%

Tasa de interés fijo 96,0% 96,0%

Tasa de interés variable 4,0% 4,0%

Total 100,0% 100,0%

Riesgo de tipo de cambioLos riesgos de tipos de cambio se corresponden, fundamentalmente, con las siguientes transacciones:

Deuda contratada por sociedades del Grupo denominada en moneda diferente a la cual están indexados sus flujos.

Pagos a realizar por adquisición de materiales asociados a proyectos y pagos de pólizas de seguros corporati-

vos en moneda diferente a la cual están indexados sus flujos.

Ingresos en sociedades del Grupo que están directamente vinculados a la evolución de monedas distintas a las

de sus flujos.

Con el objetivo de mitigar el riesgo de tipo de cambio, el Grupo Endesa Chile busca mantener un equilibrio

entre los flujos indexados a US$ y los niveles de activos y pasivos en dicha moneda. El objetivo es minimizar la

exposición de los flujos al riesgo de variaciones en tipo de cambio.

Los instrumentos utilizados actualmente para dar cumplimiento a la política corresponden a swaps de moneda

y forwards de tipo de cambio.

Riesgo de “commodities”El Grupo Endesa Chile se encuentra expuesto al riesgo de la variación del precio de algunos “commodities”,

fundamentalmente a través de:

> Compras de combustibles en el proceso de generación de energía eléctrica.

> Operaciones de compra-venta de energía que se realizan en mercados locales.

Con el objeto de reducir el riesgo en situaciones de extrema sequía, el Grupo ha diseñado una política comer-

cial, definiendo niveles de compromisos de venta acordes con la capacidad de sus centrales generadoras en

un año seco, e incluyendo cláusulas de mitigación del riesgo en algunos contratos con clientes libres, y en el

caso de los clientes regulados sometidos a procesos de licitación de largo plazo, determinando polinomios de

indexación que permitan reducir la exposición a commodities.

En consideración a las condiciones operativas que enfrenta el mercado de la generación eléctrica en Chile,

sequía y volatilidad del precio de los commodities en los mercados internacionales, la compañía está perma-

nentemente verificando la conveniencia de tomar coberturas para aminorar los impactos de estas variaciones

de precios en los resultados. Al 31 de diciembre de 2015 habían operaciones swap vigentes por 133 mil barriles

de petróleo Brent. Al 31 de diciembre de 2014, habían operaciones swap vigentes por 266 mil barriles de pe-

tróleo Brent para enero 2015 y 350 mil MMBTU de gas Henry Hub para febrero 2015.

De acuerdo a las condiciones operativas que se actualizan permanentemente, éstas coberturas pueden ser

modificadas, o incluir otros commodities.


Riesgo de liquidezEl Grupo mantiene una política de liquidez consistente en la contratación de facilidades crediticias a largo plazo

comprometidas e inversiones financieras temporales, por montos suficientes para soportar las necesidades proyec-

tadas para un período que está en función de la situación y expectativas de los mercados de deuda y de capitales.

Las necesidades proyectadas antes mencionadas, incluyen vencimientos de deuda financiera neta, es decir,

después de derivados financieros. Para mayor detalle respecto a las características y condiciones de las deudas

financieras y derivados financieros ver notas 18, 20 y anexo N° 6, respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2015, el Grupo Endesa Chile presenta una liquidez de M$ 37.425.233 en efectivo y otros

medios equivalentes y M$ 142.032.000 en líneas de crédito de largo plazo disponibles de forma incondicional.

Al 31 de diciembre de 2014, el Grupo Endesa Chile tenía una liquidez de M$ 336.628.803 en efectivo y otros

medios equivalentes y M$ 179.926.296 en líneas de crédito de largo plazo disponibles de forma incondicional.

Riesgo de crédito El Grupo Endesa Chile realiza un seguimiento detallado del riesgo de crédito.

Cuentas por cobrar comerciales:

En lo referente al riesgo de crédito correspondiente a las cuentas a cobrar provenientes de la actividad comer-

cial, este riesgo es históricamente muy limitado dado que el corto plazo de cobro a los clientes hace que no

acumulen individualmente montos muy significativos.

Frente a falta de pago es posible proceder al corte del suministro, y en casi todos los contratos se establece como

causal de término de contrato el incumplimiento de pago. Para este fin se monitorea constantemente el riesgo

de crédito y se miden los montos máximos expuestos a riesgo de pago que, como está dicho, son limitados.

Activos de carácter financiero:

Las inversiones de excedentes de caja se efectúan en entidades financieras nacionales y extranjeras de prime-

ra línea (con calificación de riesgo equivalente a grado de inversión, en la medida de lo posible) con límites

establecidos para cada entidad.

Las colocaciones pueden ser respaldadas con bonos del tesoro de Chile y/o papeles emitidos por bancos de

primera línea, privilegiando estos últimos por ofrecer mayores retornos (siempre enmarcado en las políticas de

colocaciones vigentes).

La contratación de derivados se realiza con entidades de elevada solvencia nacionales y extranjeras, de manera

que todas las operaciones se contratan con entidades de clasificación de riesgo equivalente a grado de inversión.

Medición del riesgoEl Grupo Endesa Chile elabora una medición del Valor en Riesgo de sus posiciones de deuda y de derivados

financieros, con el objetivo de monitorear el riesgo asumido por la compañía, acotando así la volatilidad del

estado de resultados.

La cartera de posiciones incluidas a efectos de los cálculos del presente Valor en Riesgo se compone de:

> Deuda financiera.

> Derivados de cobertura para deuda.


El Valor en Riesgo calculado representa la posible variación de valor de la cartera de posiciones descrita anterior-

mente en el plazo de un trimestre con un 95% de confianza. Para ello se ha realizado el estudio de la volatilidad

de las variables de riesgo que afectan al valor de la cartera de posiciones, respecto al peso chileno, incluyendo:


> Las distintas monedas en las que operan nuestras compañías, los índices locales habituales de la práctica

bancaria.

> Los tipos de cambio de las distintas monedas implicadas en el cálculo.

El cálculo del Valor en Riesgo se basa en la extrapolación de escenarios futuros (a un trimestre) de los valores

de mercado de las variables de riesgo en función de escenarios basados en observaciones reales para un mis-

mo período (trimestre) durante cinco años.

El Valor en Riesgo a un trimestre con un 95% de confianza se calcula como el percentil del 5% más adverso

de las posibles variaciones trimestrales.

Teniendo en cuenta las hipótesis anteriormente descritas, el Valor en Riesgo a un trimestre, de las posiciones

anteriormente comentadas corresponde a M$ 95.917.431.

Estos valores representan el potencial incremento de la cartera de deuda y derivados, por lo tanto estos valores

en riesgo están intrínsecamente relacionados, entre otros factores, al valor de la cartera al final de cada trimestre.

Otros riesgosComo es práctica habitual en créditos bancarios y en operaciones de mercados de capital, una porción del

endeudamiento financiero de Endesa Chile está sujeta a disposiciones de incumplimiento cruzado.

El no pago – después de cualquier periodo de gracia aplicable – de deudas de Endesa Chile, cuyo capital insoluto

individual excede el equivalente de US$ 50 millones y cuyo monto en mora también excede el equivalente de US$

50 millones, podría dar lugar al pago anticipado de la línea de crédito internacional (a esta fecha no desembolsada).

Además, esta línea contiene disposiciones según las cuales ciertos eventos distintos del no pago, en la compañía,

tales como quiebra, insolvencia, sentencias judiciales ejecutoriadas adversas por un monto superior a US$ 100 mi-

llones, y expropiación de activos, entre otros, podría ocasionar la declaración de aceleración de este crédito.

Por otro lado, el no pago – después de cualquier periodo de gracia aplicable – de cualquier deuda de Endesa

Chile o de cualquiera de sus filiales chilenas, con un monto de capital que exceda los US$ 30 millones podría

dar lugar al pago anticipado obligatorio de los bonos Yankee. Mientras que para el caso específico del Yankee

emitido en abril 2014, con vencimiento en el 2024, el umbral es de US$ 50 millones.

Por último, en el caso de los bonos locales y las líneas de crédito de Endesa Chile, el pago anticipado de esta

deuda, se desencadena sólo por incumplimiento del Deudor. Esta línea se cerró anticipadamente el 18 de

enero de 2016, y desde su suscripción, no fue desembolsada. Se está negociando la contratación de la nueva

línea de crédito y se espera suscribirla durante febrero 2016 bajo similares condiciones contractuales que las

anteriores considerando la nueva estructura societaria.

No hay cláusulas en los convenios de crédito por las cuales cambios en la clasificación corporativa o de la deu-

da de estas compañías por las agencias clasificadoras de riesgo produzcan la obligación de hacer prepagos de

deuda.


III. VALOR LIBRO Y ECONÓMICO DE LOS ACTIVOS

Respecto de los activos de mayor importancia, cabe mencionar lo siguiente:

Las propiedades, plantas y equipos se valoran a su costo de adquisición, neto de su correspondiente depreciación acumula-

da y de las pérdidas por deterioro que haya experimentado. Las propiedades, plantas y equipos, neto en su caso del valor

residual del mismo, se deprecia distribuyendo linealmente el costo de los diferentes elementos que lo componen entre los

años de vida útil estimada, que constituyen el período en el que las sociedades esperan utilizarlos. Dicha vida útil estimada

se revisa periódicamente.

La plusvalía (menor valor de inversiones o fondos de comercio) generada en la consolidación representa el exceso del costo

de adquisición sobre la participación del Grupo en el valor razonable de los activos y pasivos, incluyendo los pasivos contin-

gentes y la participación no controladora identificables de una sociedad filial en la fecha de adquisición. La plusvalía no se

amortiza, sino que al cierre de cada ejercicio contable se procede a estimar si se ha producido en ella algún deterioro que

reduzca su valor recuperable a un monto inferior al costo neto registrado, procediéndose, en su caso, al oportuno ajuste por

deterioro (Ver Nota 3.d de los Estados Financieros).

A lo largo del ejercicio, y fundamentalmente en la fecha de cierre del mismo, se evalúa si existe algún indicio de que algún

activo hubiera podido sufrir una pérdida por deterioro. En caso de que exista algún indicio, se realiza una estimación del

monto recuperable de dicho activo para determinar, en su caso, el monto del deterioro. Si se trata de activos identificables

que no generan flujos de caja de forma independiente, se estima la recuperabilidad de la Unidad Generadora de Efectivo a

la que pertenece el activo, entendiendo como tal el menor grupo identificable de activos que genera entradas de efectivo

independientes.

Los activos expresados en moneda extranjera, se presentan al tipo de cambio vigente al cierre del ejercicio.

Las cuentas y documentos por cobrar a empresas relacionadas se clasifican conforme a su vencimiento en corto y largo

plazo. Las operaciones se ajustan a condiciones de equidad similares a las que prevalecen en el mercado.

En resumen, los activos se presentan valorizados de acuerdo a las Normas Internacionales de Información Financiera, cuyos

criterios se encuentran expuestos en las Notas N° 2 y N°3 de los Estados Financieros.

Estados Financieros ResumidosEmpresas Filiales


BALANCES GENERALES RESUMIDOS POR FILIALEmpresa Eléctrica Pehuenche S.A.

Compañía Eléctrica Tarapacá S.A. (*)

Sociedad ConceTúnel El Meló

2015 2014 2015 2014 2015

Activos

Activos Corrientes 63.745.588 75.414.557 81.293.627 79.333.500 -

Activos No Corrientes 201.366.300 209.069.274 583.276.304 533.911.867 -

Total Activos 265.111.888 284.483.831 664.569.931 613.245.367 -

Patrimonio Neto y Pasivos

Pasivos Corrientes 64.820.897 59.142.216 140.115.963 136.613.577 -

Pasivos No Corrientes 51.972.920 53.952.811 48.685.590 41.787.343 -

Patrimonio Neto 148.318.071 171.388.804 475.768.378 434.844.447 -

Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora 148.318.071 171.388.804 475.767.717 434.843.786 -

Participaciones no controladoras - - 661 661 -

Total Patrimonio Neto y Pasivos 265.111.888 284.483.831 664.569.931 613.245.367 -

ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES RESUMIDOS POR FILIAL

Total de Ingresos 193.189.705 227.886.302 238.431.338 327.413.154 -

Consumo de Materias primas y Materiales Secundarios (28.569.912) (34.362.209) (141.577.338) (199.346.544) -

Margen de Contribución 164.619.793 193.524.093 96.854.000 128.066.610 -

Otros gastos de explotación (14.004.594) (13.002.309) (35.629.046) (38.988.287)

Resultado de Explotación 150.615.199 180.521.784 61.224.954 89.078.323 -

Ganancia (pérdida) de Otros Resultados distintos de la Operación 2.049.116 955.150 25.812.734 13.411.306 -

Ganancia (pérdida) antes de Impuesto 152.664.315 181.476.934 87.037.688 102.489.629 -

(Gasto) Ingreso por Impuesto a las Ganancias (34.647.894) (38.314.654) (10.610.497) (15.554.716)

Ganancia (pérdida) de Actividades Continuadas después de Impuesto 118.016.421 143.162.280 76.427.191 86.934.913 -

Ganancia (Pérdida) 118.016.421 143.162.280 76.427.191 86.934.913 - Ganancia (pérdida) Atribuible a Tenedores de Instrumentos de Participación en el Patrimonio Neto de la Controladora y Participación Minoritaria Ganancia (pérdida) Atribuible a Tenedores de Instrumentos de Participación en el Patrimonio Neto de la Controladora 118.016.421 143.162.280 76.427.191 86.934.913

Ganancia (pérdida) Atribuible a Participación Minoritaria - - - - -

Ganancia (Pérdida) 118.016.421 143.162.280 76.427.191 86.934.913 -

Estado de Otros Resultados Integrales:

Otros Ingresos y Gastos con Cargo o Abono en el Patrimonio Neto 33.526 (51.043) - 604

Total Resultado de Ingresos y Gastos Integrales - -

Total Resultado de Ingresos y Gastos Integrales Atribuibles a los Accionistas Mayoritarios 118.049.947 143.111.237 76.427.191 86.935.517

Total Resultado de Ingresos y Gastos Integrales Atribuibles a Participaciones Minoritarias - - - - -

Total Resultado de Ingresos y Gastos Integrales 118.049.947 143.111.237 76.427.191 86.935.517 -

ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO

Capital emitido 194.274.229 218.818.329 332.076.866 332.076.866 -

Otras reservas (37.656.647) (37.656.647) (69.261.997) (56.654.409) -

Resultados retenidos (8.299.511) (9.772.878) 212.952.848 159.421.329 - Patrimonio Neto Atribuible a los Tenedores de Instrumentos de Patrimonio Neto de Controladora 148.318.071 171.388.804 475.767.717 434.843.786 -

Participaciones Minoritarias - - 661 661 -

Total Patrimonio Neto, Total 148.318.071 171.388.804 475.768.378 434.844.447 -

ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO RESUMIDOS POR FILIAL

Flujos de Efectivo Netos de (Utilizados en) Actividades de Operación 117.656.854 156.346.023 44.043.864 107.151.741 -

Flujos de Efectivo Netos de (Utilizados en) Actividades de Inversión (730.210) 439.463 (33.570.340) (31.323.790) -

Flujos de Efectivo Netos de (Utilizados en) Actividades de Financiación (117.311.942) (156.359.700) (10.476.437) (75.945.223) -

Incremento (Decremento) Neto en Efectivo y Equivalentes al Efectivo (385.298) 425.786 (2.913) (117.272) - Efectos de las Variaciones en las Tasas de Cambio sobre el Efectivo y Equivalentes al Efectivo - - - - -

Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Inicial 490.126 64.340 36.719 153.991 -

Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Final 104.828 490.126 33.806 36.719 -

(En miles de pesos)

Estados Financieros Resumidos 475

esionaria ón S.A.

Endesa Argentina S.A. (*)Southern Cone Power

Argentina S.A.Emgesa S.A. E.S.P. (*) Generandes Perú S.A. (*)

Inversiones GasAtacama Holding Limitada

2014 2015 2014 2015 2014 2015 2014 2015 2014 2015 2014

19.183.734 73.348.681 56.074.840 8.003 4.162 172.957.081 329.704.908 120.047.318 121.446.537 245.456.212 197.276.197

7.107.941 385.562.798 297.050.238 575.537 753.403 1.807.828.819 1.787.224.362 808.405.916 816.077.565 207.236.190 216.893.717

26.291.675 458.911.479 353.125.078 583.540 757.565 1.980.785.900 2.116.929.270 928.453.234 937.524.102 452.692.402 414.169.914

3.709.122 173.663.475 140.459.888 12.826 3.229 349.716.661 500.427.460 126.541.946 95.676.184 24.048.629 29.892.671

1.789.703 115.955.350 101.749.459 - - 831.187.906 883.041.284 229.436.392 275.049.420 49.959.438 48.748.662

20.792.850 169.292.654 110.915.731 570.714 754.336 799.881.333 733.460.526 572.474.896 566.798.498 378.684.335 335.528.581

20.792.850 68.612.435 47.953.733 570.714 754.336 799.877.990 733.457.494 302.811.598 299.380.063 378.249.800 335.079.195

100.680.219 62.961.998 - - 3.343 3.032 269.663.298 267.418.435 434.535 449.386

26.291.675 458.911.479 353.125.078 583.540 757.565 1.980.785.900 2.116.929.270 928.453.234 937.524.102 452.692.402 414.169.914

10.484.435 140.398.935 105.265.322 - - 778.755.554 753.373.026 382.452.710 353.794.699 183.015.184 113.074.006

(3.751) (9.172.467) (15.204.196) (321.528.664) (220.302.722) (151.046.057) (133.734.609) (110.330.364) (58.170.154)

10.480.684 131.226.468 90.061.126 - - 457.226.890 533.070.304 231.406.653 220.060.090 72.684.820 54.903.852

(3.932.852) (83.935.030) (62.100.745) (7.151) (4.919) (84.362.366) (83.537.538) (91.750.462) (78.902.371) (26.324.394) (18.139.791)

6.547.832 47.291.438 27.960.381 (7.151) (4.919) 372.864.524 449.532.766 139.656.191 141.157.719 46.360.426 36.764.061

82.925 118.462.702 49.656.088 - - (39.999.290) (34.538.706) (6.334.672) (782.429) 10.299.945 (3.320.514)

6.630.757 165.754.140 77.616.469 (7.151) (4.919) 332.865.234 414.994.060 133.321.519 140.375.290 56.660.371 33.443.547

(800.038) (56.407.124) (21.104.876) - - (120.958.374) (126.163.972) (38.266.710) (29.025.176) (10.444.811) (10.227.938)

5.830.719 109.347.016 56.511.593 (7.151) (4.919) 211.906.860 288.830.088 95.054.809 111.350.114 46.215.560 23.215.609

5.830.719 109.347.016 56.511.593 (7.151) (4.919) 211.906.860 288.830.088 95.054.809 111.350.114 46.215.560 23.215.609

5.830.719 41.367.227 26.832.853 (7.151) (4.919) 211.906.131 288.829.429 49.911.798 58.671.848 46.163.201 23.237.081

- 67.979.789 29.678.740 - - 729 659 45.143.011 52.678.266 52.359 (21.472)

5.830.719 109.347.016 56.511.593 (7.151) (4.919) 211.906.860 288.830.088 95.054.809 111.350.114 46.215.560 23.215.609

(12.157) (50.970.093) (5.660.611) (176.471) (94.023) (91.859.233) (73.476.918) (9.131.696) 23.873.097 (3.059.972) 25.047.658

5.818.562 20.658.702 21.172.242 (183.622) (98.942) 120.047.316 215.352.745 45.046.314 71.318.525 43.155.588 48.263.267

- 37.718.221 29.678.740 - - 311 425 40.876.799 63.904.686 - -

5.818.562 58.376.923 50.850.982 (183.622) (98.942) 120.047.627 215.353.170 85.923.113 135.223.211 43.155.588 48.263.267

19.028.480 98.376.853 98.376.853 1.402.677 1.402.677 181.244.765 186.729.984 269.151.026 164.297.758 202.362.770 202.538.871

(2.982.579) (82.604.655) (75.305.339) (809.654) (643.422) 425.997.430 732.002.574 (5.600.714) 86.750.998 (74.581.678) 111.046.314

4.746.949 52.840.237 24.882.219 (22.309) (4.919) 192.635.795 (185.275.064) 39.261.286 48.331.307 250.468.708 21.494.010

20.792.850 68.612.435 47.953.733 570.714 754.336 799.877.990 733.457.494 302.811.598 299.380.063 378.249.800 335.079.195

- 100.680.219 62.961.998 - - 3.343 3.032 269.663.298 267.418.435 434.535 449.386

20.792.850 169.292.654 110.915.731 570.714 754.336 799.881.333 733.460.526 572.474.896 566.798.498 378.684.335 335.528.581

9.045.776 71.600.835 73.330.314 (224) (6.885) 254.539.610 364.425.930 144.659.247 131.371.134 53.876.206 34.512.533

(5.604.740) (50.344.096) (46.973.816) - - (159.371.575) (185.214.366) (32.455.858) (21.749.651) (56.605.592) 11.514.172

(3.450.775) (18.352.756) (20.558.700) - - (259.847.757) (151.340.517) (141.981.410) (97.913.910) 1 (31.937.827)

(9.739) 2.903.983 5.797.798 (224) (6.885) (164.679.722) 27.871.047 (29.778.021) 11.707.573 (2.729.385) 14.088.878

- (3.442.340) 524.752 (8) (568) 7.055.324 (31.087.705) 526.865 4.207.584 (138.240) (579.364)

39.440 13.044.491 6.721.941 287 7.740 224.564.345 227.781.003 48.392.088 32.476.931 13.509.514 -

29.701 12.506.134 13.044.491 55 287 66.939.947 224.564.345 19.140.932 48.392.088 10.641.889 13.509.514

Administración y Ejecutivos Principales

PRESIDENTE

Enrico Viale

TELÉFONO (56) 22630 9141

VICEPRESIDENTE

Ignacio Mateo Montoya

TELÉFONO (56) 22630 9157

DIRECTOR

Isabel Marshall Lagarrigue

TELÉFONO (56) 22630 9157

DIRECTOR

Vittorio Vagliasindi

TELÉFONO (56) 22630 9157

DIRECTOR

Felipe Lamarca Claro

TELÉFONO (56) 22630 9157

DIRECTOR

Francesca Gostinelli

TELÉFONO (56) 22630 9157

DIRECTOR

Enrique Cibié Bluth

TELÉFONO (56) 22630 9157

DIRECTOR

Francesco Buresti

TELÉFONO (56) 22630 9157

DIRECTOR

Jorge Atton Palma

TELÉFONO (56) 22630 9157

GERENTE GENERAL

Valter Moro

TELÉFONO (56) 22630 9141

SUBGERENTE GENERAL Y

GERENTE DE FINANZAS Y

ADMINISTRACIÓN

Ramiro Alfonsín Balza

TELÉFONO (56) 22630 9251

GERENTE DE COMUNICACIÓN

Maria Teresa González Ramírez

TELÉFONO (56) 22630 9016

FISCAL

Ignacio Quiñones Sotomayor

TELÉFONO (56) 22630 9157

GERENTE RECURSOS HUMANOS:

Federico Polemann

TELÉFONO (56) 22353 4686

GERENTE DE PLANIFICACIÓN Y CONTROL

Fernando La Fuente Vila

TELÉFONO (56) 22630 9678

GERENTE DE TRADING Y

COMERCIALIZACIÓN

Humberto Espejo Paluz

TELÉFONO (56) 22630 9261

GERENTE DE INGENIERÍA Y

CONSTRUCCIÓN

Bernardo Canales Fuenzalida

TELÉFONO (56) 22630 8005

GERENTE DE DESARROLLO DE

NEGOCIO

Claudio Helfmann Soto

TELÉFONO (56) 22630 9208

Relación con inversionistas y accionistas

SUBGERENTE DE RELACIÓN CON INVERSIONISTAS

Susana Rey Müller

TELÉFONO (56) 2 2353 4682

CITIBANK NY

Teresa Loureiro-Stein

TELÉFONO (1-212) 816 6814

SANTANDER INVESTMENT

Ignacio Algora

TELÉFONO (34-91) 289 3951

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Memoria Anual 2015 - enel.cl · Sin embargo, esta forma de organizarnos dio pie a una serie de...

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